Le décret concernant la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPI3) sera bientôt publié. La très simple note qui suit sera encore davantage compréhensible en reprenant le texte publié le 9 février sur le blog[1].

Devant la complexité du dossier, la presse n’aborde pas la question essentielle de la substituabilité/complémentarité des différentes formes de production de l’électricité. Elle a ainsi quelques difficultés à comprendre le rapport EDF concernant la modulation du parc nucléaire.

Pour bien comprendre

  - l’électricité est un bien techniquement produit selon des processus soit continus (centrales thermiques, nucléaires, etc.) soit intermittents (éoliennes, panneaux solaires, etc.).  

   - L’électricité est un bien non stockable.

   - l’électricité est un bien considéré comme indispensable relevant d’un service à tout le moins universel.

   -Mais l’électricité est aussi un bien qui pose des questions d’environnement et sur lesquelles les marchés politiques sont très mobilisés.

Prix de marché ou tarif régulé ?

Un tel bien ne peut aisément devenir marchandise classique avec offre et demande souples aboutissant à un prix de marché tout aussi classique. A supposer que l’on décide de se concentrer sur les seules énergies renouvelables, il est techniquement et économiquement impossible d’assurer la production du service universel en raison d’une intermittence non contrôlable…ou contrôlable à des coûts ahurissants…problème que l’Allemagne est entrain de rencontrer en investissant  massivement dans les centrales classiques.

Jusqu’au début du présent siècle seule la France avait correctement pris en considération la question de la nature du bien électricité : on ne s’intéresse qu’au continu et on construit une capacité propre à sécuriser les moments les plus intensifs de consommation. Avec une règle de bonne gestion complémentaire : les centrales sont classées en fonction de leurs coûts et les centrales les plus chères ne sont mises en service qu’aux pics de demande. Cela supposait une organisation centralisée et une autorité de régulation rejetant la notion de marché. L’autorité  pouvait ainsi assurer une double garantie :  service universel sécurisé et tarifs techniquement les plus faibles possibles. L’autorité pouvait même éviter la mise en activité des centrales les plus coûteuses et donc assurer une efficience globale par des incitations tarifaires susceptibles d’inviter les consommateurs à moduler l’utilisation du service afin d’éviter la mise en activité des centrales les plus coûteuses. La grande usine produisait dans des conditions d’efficience exceptionnelle pour un tarif le plus faible possible.

Reconnaissons que si une telle organisation est la meilleure façon de prendre en considération ce bien difficilement marchandisable qu’est l’électricité, elle présente toutefois un coût : celui d’être un frein à la concurrence et donc à l’innovation.

Des prix de marché dans une infrastructure construite hors marché

C’est précisément ce frein que le pouvoir bruxellois a voulu réduire en obligeant les partenaires à construire un marché d’une rare complexité.

La PPI, la troisième depuis la fin du siècle dernier, qui sera  promulguée est donc une pièce nouvelle dans la construction de ce très difficile marché. Parce qu’il faut maintenir à flot des concurrents d’EDF qui sont pour la plupart dans le renouvelable, il est obligatoire de garantir des revenus lorsque la production devient nulle (ni vent, ni soleil) et de garantir des débouchés lorsque la nature (vent et soleil) autorise la production. Sans une double garantie il n’y a pas d’investisseurs possibles.

Une sécurité sociale pour les investisseurs du renouvelable et un impôt pour EDF

Le seul payeur lorsque la production est nulle ne peut être que la puissance publique. Et le seul payeur, lorsque vent et soleil sont présents, ne peut être que celui qui devra s’effacer comme producteur : EDF. L’entreprise EDF est donc invitée à payer sous la forme d’un renoncement à son chiffre d’affaires ce qui est évoqué dans le terme de « modulation du parc nucléaire ».

Maintenant, si on autorise les acteurs du renouvelable à ouvrir des capacités de production supplémentaires, cela signifie que l’on invite les contribuables à financer davantage pour assurer du revenu quand vent et soleil sont absents. Et cela signifie aussi qu’on invite EDF à renoncer à davantage de chiffre d’affaires. Le rapport d’EDF ajoute longuement les difficultés connexes en termes de résistance des divers matériels au regard de la modulation et il est bien  sûr très difficile d’évaluer les dommages au-delà des seules pertes de chiffre d’affaires.

Une marche radieuse vers la dystopie ?

En dehors d’un système de prix encore non évoqué, plus les marchés politiques font pression pour un élargissement du renouvelable et plus le parc global de production (intermittent +continu) doit devenir surdimensionné : parce que service universel garanti, il faut que les périodes – mêmes très brèves -  de production du parc intermittent de grande taille soient pleinement compensés par le service continu. Plus on investit dans l’intermittent et plus cela devient économiquement irrationnel. Nous avons là le cas de l’Allemagne qui pour compenser un parc intermittent de plus en  plus grand est engagée dans une course à la construction de  centrales à gaz. D’où globalement une industrie de production d’électricité de moins en moins efficiente.

Bien évidemment, les pertes ne se mesurent correctement qu’avec l’introduction des prix de vente…l’électricité étant devenue une marchandise. Si donc les prix diminuent, le contribuable sera davantage sollicité pour assurer les revenus des acteurs/investisseurs qui n’auront pas produits. De la même façon EDF sera davantage mis en difficulté avec un parc plus grand victime d’une modulation plus grande.  Si les prix montent et deviennent élevés un dispositif ( « contrat pour différence » ou « CFD » ) permet à l’Etat de récupérer une partie des profits excédentaires et EDF verra sa modulation se réduire. Nous ne pouvons pas dans le cadre d’une courte note entrer dans le détail mais les choses sont en vérité plus complexes avec un EDF qui lui-même devient un gros investisseur dans l’intermittent (« EDF renouvelable »).

Globalement, les marchés politiques sont tenus de s’orienter vers la décarbonation, laquelle passe par des investissements dans le renouvelable et globalement l’accroissement correspondant du continu au titre de la garantie du fonctionnement d’un service universel. La tendance au surdimensionnement est donc présente et avec elle une forte tendance à des prix décroissants. Par exemple, la consommation électrique française connait un pic actuel de 90 gigawatts, pic qui ne pourra qu’augmenter avec les data centers. Pour faire face à l’intermittence future résultant des investissements dans le renouvelable et fermer les dernières centrales classiques  il faudra par conséquent accroître considérablement un parc nucléaire dont la capacité actuelle est de 63 gigawatts. Des prix en tendance longue décroissants et des surcapacités de production vont en tendance dégrader les comptes de l’Etat et d’un EDF incapable sans l’Etat d’affronter ses futures charges d’investissement.

Au final, la tension dans le jeu des acteurs devient  grande. Les marchés politiques vont dans le sens de l’électricité décarbonée et donc la double voix du renouvelable et du nucléaire est largement ouverte. La question devient donc qui va en payer le prix?  Comme nous le rappelions dans notre texte  du 9 février la note se chiffre en dizaines de milliards d’euros. On comprend mal que le contenu de cette PP3 ne relève que d’un simple décret.

Jean Claude Werrebrouck – 13 février 2026.