La Commission de régulation de l’énergie prend le pouls du système électrique / L’Hexagone aurait besoin d’une électrification renforcée des usages

Sur le fil du rasoir. Le développement du système électrique hexagonal et l’ajout de nouvelles capacités à celui-ci ont évidemment des conséquences sur l’équation économique. Le regard porté par la Commission de régulation de l’énergie sur la situation fait part de doutes quant à la soutenabilité à long terme, d’une « augmentation du parc EnR au-delà de 50 % de la puissance installée, en ordre de grandeur, à fin 2025 » dans le cas où la consommation domestique stagnerait plusieurs années de suite.

Il faut dire que l’arrivée de ces nouvelles capacités de production est loin d’être anodine en termes de coûts si la consommation ne décolle pas. Le constat est moins rude pour les énergies renouvelables (EnR) étant donné que sur le court terme, il est considéré que même en l’absence de consommation supplémentaire l’ajout de nouvelles capacités « permet encore des gains sur les prix de marché favorables aux consommateurs, sans que le surcoût en termes de soutien public n’excède ces gains. » Pas de quoi faire cesser leurs exhortations à électrifier le plus possible les usages, comme EDF a pu le faire par le passé, et disposer de la plus grande flexibilité possible sur la demande et l’offre.

Amortir

Ce plébiscite pour les EnR tient au fait qu’elles permettent à la fois d’obtenir des gains pour les consommateurs – en faisant baisser les prix de marché – au prix d’un coût limité pour le système et en présentant l’immense avantage de permettre d’amortir les hausses lors des crises. La simulation d’une crise similaire à celle de 2022, combinant envolée des prix du gaz et faible disponibilité du nucléaire, couronnerait la stratégie actuelle de dimensionnement du parc électrique qui « se révélerait même économiquement avantageuse du point de vue des coûts nets du système. » L’évolution du parc tricolore permettrait de réduire les prix de marché de 7 à 40 €/MWh selon le type de crise, relativement à 2020.

Ce dernier tirerait largement profit de son intégration au marché européen, étant aujourd’hui le premier exportateur au sein de ce dernier avec près de 5,4 milliards d’euros. Auquel il convient d’ajouter des recettes d’interconnexion non négligeables, lesquelles sont perçues par les gestionnaires de réseau et se sont élevées à 1,7 milliard d’euros sur la période. De quoi contribuer au financement des infrastructures de réseau, diminuant ainsi le poids pour les consommateurs via une déduction du Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité. Cela ouvre la porte à des gains plus considérables en cas d’apparition de nouvelles interconnexions.

Pilotage

Reste à savoir comment cette ouverture renforcée sur l’extérieur se traduit, alors que la capacité de production annuelle potentielle est certes supérieure aux besoins de consommation tout en n’empêchant pas des situations de plus en plus récurrentes de "prix extrêmes" au cours de l’année. L’an dernier, ce sont 513 heures de prix négatifs qui ont été enregistrées contre 1 807 heures où les moyens de pointe les plus coûteux ont dû être utilisés, amenant les prix spot à être supérieurs à 100 €/MWh durant ce laps de temps.

Des épisodes nettement plus longs et conséquents que lors des années passées et qui se répercutent rapidement sur les Français. Ces derniers contribuent, en 2025, à hauteur de 78,5 % des coûts complets de production, soit 31,4 milliards d’euros sur un total de 40 milliards. En intégrant à ce total l’accise non affectée qui revient au budget de l’État, ils participent même à 92 % des coûts.