Électricité : la France produit beaucoup, mais les Français paient toujours plus

Le paradoxe devient de plus en plus difficile à faire passer pour une simple curiosité économique. Sur le marché de gros, l’électricité se négocie parfois à prix négatif. Dans le même temps, les ménages français continuent de payer des factures élevées, tandis que les tarifs réglementés ont encore progressé de 2,5 % en moyenne au 1er août 2026. On nous explique que tout cela est parfaitement compatible avec le fonctionnement du marché. Techniquement, c’est vrai. Mais cette explication commode masque l’essentiel : derrière les prix négatifs se trouvent des règles de marché, des mécanismes de soutien et des choix industriels qui ont profondément transformé le fonctionnement du système électrique français.

L’argument classique est connu : lorsque la consommation baisse alors que la production reste abondante, les coûts fixes continuent de courir, et une centrale nucléaire ne s’arrête pas comme une bouilloire. Le raisonnement est juste, mais il ne suffit pas. Le nucléaire français sait moduler sa puissance depuis des décennies. Ce qui change aujourd’hui, comme le constate RTE, c’est le moment où cette modulation intervient : davantage au printemps et en été, notamment en pleine journée lorsque le solaire produit massivement et que les prix s’effondrent. Il serait faux de prétendre que toutes les installations renouvelables disposent d’une priorité absolue sur le réseau, puisque le droit européen réserve aujourd’hui cet avantage à certaines petites unités et à des installations bénéficiant de droits acquis. Mais le problème de fond demeure : plus les capacités intermittentes augmentent, plus le système doit absorber des périodes où l’électricité est produite en abondance au moment même où elle vaut presque rien.

La mécanique cachée des prix négatifs

Un réseau électrique ne fonctionne pas comme un entrepôt où l’on pourrait stocker tranquillement les excédents en attendant des jours meilleurs. À chaque seconde, production et consommation doivent rester équilibrées autour de 50 hertz. L’éolien et le solaire dépendent de la météo et, lorsqu’ils sont raccordés par électronique de puissance, n’apportent pas naturellement toutes les mêmes propriétés de stabilité que les grandes machines synchrones. Cela ne signifie pas qu’ils seraient incapables de participer au réglage du réseau : certaines installations fournissent de la puissance réactive, participent au réglage de tension et sont progressivement intégrées aux mécanismes d’équilibrage. Même le blackout espagnol et portugais du 28 avril 2025 ne peut sérieusement être réduit à un procès sommaire des renouvelables : le rapport final européen met en cause une combinaison d’oscillations, de problèmes de contrôle de tension et de puissance réactive, de baisses rapides de production et de déconnexions en cascade. La réalité est donc plus complexe, mais elle montre surtout qu’un système électrique saturé de contraintes devient beaucoup plus délicat à piloter.

Les prix négatifs apparaissent lorsque le marché se retrouve avec trop d’électricité par rapport à la consommation et aux capacités d’exportation, tandis que certains producteurs ont encore intérêt à continuer de produire pour des raisons techniques ou contractuelles. C’est là que les mécanismes de soutien deviennent politiquement sensibles. Certains dispositifs ont longtemps protégé des producteurs renouvelables contre le signal réel du marché, au point que la CRE a elle-même demandé de renforcer les incitations à réduire ou interrompre la production lorsque les prix deviennent négatifs. Les règles ont commencé à évoluer, preuve que le problème n’était pas imaginaire. Il serait excessif d’affirmer que chaque mégawattheure vendu à prix négatif est intégralement compensé sans condition par l’argent public. Mais il serait tout aussi trompeur de présenter ces épisodes comme de simples accidents inoffensifs : ils révèlent un système dans lequel capacités subventionnées, consommation insuffisante et règles de marché finissent parfois par se neutraliser les unes les autres.

« On n’arrête pas une centrale nucléaire comme ça. »

Non. Mais on la fait moduler. Et c’est précisément là que le paradoxe français devient difficile à ignorer. RTE estime qu’environ 30 TWh de production nucléaire ont été effacés par différentes formes de modulation en 2025. Le volume n’est pas inédit : il a déjà été comparable ou supérieur dans les années 1990 et au début des années 2000. Mais le calendrier a changé. Aujourd’hui, les baisses interviennent davantage en pleine journée, lorsque le solaire produit fortement et que le marché n’offre plus de débouché économique suffisant. On peut donc continuer à répéter que le nucléaire français sait moduler. C’est vrai. Mais la vraie question est ailleurs : est-il économiquement cohérent de réduire une production nucléaire disponible pendant que l’on finance parallèlement l’ajout de nouvelles capacités électriques qui accentuent certains épisodes d’excédent ?

La rente de congestion que les producteurs ne captent pas

Le même débat se retrouve dans les exportations. En 2025, la France a battu un nouveau record avec un solde exportateur de 92,3 TWh, grâce au redressement du nucléaire et à l’abondance de sa production bas-carbone. Pourtant, dans le marché européen couplé, le producteur français vend au prix de la zone française, même lorsque l’électricité exportée prend davantage de valeur une fois arrivée dans un pays voisin. Lorsque les interconnexions saturent, la différence de prix génère une rente de congestion versée aux gestionnaires de réseaux, pas au producteur. Sur la frontière franco-italienne, le régulateur italien fait apparaître 962,54 millions d’euros de recettes brutes de congestion côté italien en 2025. EDF ne touche pas cette somme. Juridiquement, il ne s’agit pas d’un argent qui lui aurait été retiré : c’est le fonctionnement même du marché zonal. Mais politiquement, la question reste entière : qui bénéficie réellement de la valeur créée par l’avantage électrique français ?

La réglementation européenne encadre strictement ces recettes. Elles doivent d’abord servir à garantir et renforcer les capacités d’échange transfrontalières, notamment en finançant les investissements nécessaires pour réduire les congestions. Une partie peut ensuite contribuer à réduire les tarifs de réseau. Elles ne sont donc pas destinées à financer directement de nouveaux réacteurs nucléaires. On peut considérer ce choix cohérent avec la logique du marché européen. On peut aussi juger étrange qu’un pays disposant d’un puissant outil de production ne puisse pas réorienter directement vers celui-ci une part plus importante de la valeur générée par ses exportations. RTE a ainsi collecté 2,05 milliards d’euros de recettes brutes de congestion en 2025 aux frontières européennes. Après prise en compte des coûts éligibles, l’excédent de 459,7 millions d’euros a été utilisé pour réduire le tarif d’accès au réseau. Le système redistribue donc bien cette valeur, mais pas nécessairement là où ceux qui défendent le nucléaire français souhaiteraient la voir revenir.

L’interconnexion du golfe de Gascogne montre à quel point ces mécanismes deviennent complexes. Son budget prévisionnel est passé de 1,75 milliard d’euros lors de la décision initiale de 2017 à 2,85 milliards annoncés en 2023. Les premiers 2,39 milliards sont répartis à parts égales entre les gestionnaires français et espagnol avant prise en compte des aides européennes, tandis que les dépassements obéissent à une clé de partage plus compliquée. Pour l’exploitation et la maintenance, en revanche, RTE supportera 60 % des coûts contre 40 % pour son homologue espagnol, alors que les recettes liées à l’allocation des capacités seront partagées à égalité. Ce n’est pas le pillage caricatural parfois décrit. Mais ce n’est pas davantage une symétrie parfaite. Et lorsqu’il s’agit de milliards d’euros d’infrastructures payés in fine par les systèmes électriques nationaux, cette différence mérite d’être regardée de près.

À cela s’ajoute désormais l’expérimentation tarifaire lancée le 1er octobre 2026 auprès de 6 600 clients résidentiels. Dans l’un des groupes, le kilowattheure peut coûter environ quatre fois plus cher pendant certaines pointes hivernales que durant les heures « super creuses » de l’été. Il faut cependant être précis : cette tarification ne concerne pas l’ensemble des Français, les participants peuvent quitter l’expérimentation et une régularisation garantit qu’ils ne paieront finalement pas davantage que s’ils étaient restés au tarif de base. Mais cette expérimentation dit quelque chose de l’évolution du système : à mesure que la production devient plus variable et que les pointes deviennent plus coûteuses à gérer, on cherche de plus en plus à faire adapter la consommation des ménages aux contraintes du réseau. Autrement dit, ce n’est plus seulement le système qui s’adapte au consommateur ; on demande aussi au consommateur de s’adapter au système.

Reste alors la question politique, celle qu’aucune explication technique ne peut évacuer. Le système électrique français est le résultat de plusieurs décennies de décisions : arrêt prolongé des nouvelles constructions nucléaires, fermeture de capacités, développement rapide des renouvelables, multiplication des aides et intégration toujours plus poussée au marché européen. Ces choix ont apporté des bénéfices réels, notamment des échanges transfrontaliers utiles à la sécurité du réseau et une production française bas-carbone à plus de 95 %. Mais ils ont aussi créé de nouvelles contraintes : davantage de modulation, davantage d’épisodes de prix négatifs et des besoins massifs d’investissement dans les réseaux et les interconnexions. On peut défendre cette architecture. On peut aussi estimer qu’elle sous-exploite l’avantage historique du nucléaire français. Ce qui devient difficilement défendable, en revanche, c’est de présenter tout cela comme une fatalité technique. Les prix négatifs ne tombent pas du ciel. Les règles de rémunération, les priorités d’investissement et l’organisation du marché sont des décisions humaines. Et ce qui relève de décisions politiques doit pouvoir être jugé comme tel.

Source : contrepoints.org