Le fait que les prix SPOT soient négatifs n'est une conséquence d'un retard de l'adaptation des habitudes de consommation et du manque de flexibilité.
Au moins, ce que l'on observe, c'est que c'est partout pareil en Europe. On ne doit pas être très doués...
On a besoin de l'énergie, ce n'est pas comme si on était excédentaire plusieurs jours voire semaines d'affilée (c.f. les 3TWh bridés que tu mentionnais plus haut par rapport aux ~400TWh consommés, mais on peut aussi citer comme exemple les business plans caduques des électrolyseurs pour faire naître une filière hydrogène, qui cherchaient à vouloir se financer en consommant à balle lors des épisodes de prix négatifs... qui ne représentent finalement pas assez d'énergie pour rentabiliser les installations).
D'une part, les 3 TWh sont en augmentation chaque année nous coûtent quand même très cher, 8.3 milliards d'euros prévus cette année, et ces deux dernières années la prévision initiale a été dépassée (même si cela va se tasser quand les anciens contrats, de 2010-2020, vont expirer). D'autre part, je pense que la filière hydrogène est mort née, on ne voit pas grand chose qui roule à l'hydrogène, cela consomme trop d'énergie et cela coûte trop cher de liquéfier l'hydrogène. En plus des risques d'explosion...
L'Espagne, dont on parlait ce matin, est l'exemple même qu'il est possible de s'adapter à une cloche solaire *massive* sans en souffrir économiquement,.
Que l'Espagne ne souffre pas pas économiquement, c'est à voir. J'ai lu que le maintien des centrales au gaz sur le réseau, qui est payé par REE, revient très cher.
Si on se concentre sur SPOT en particulier, on voit que bien souvent, les prix restent à 0 ou -0.1 euros/MWh : les acteurs capables d'absorber l'énergie excédentaire et ceux capables de réduire leur production sont en nombre suffisant. Le marché fait office, il n'y a pas surproduction, les blocs sont échangés à coût nul et les producteurs ne paient pas pour que leur énergie excédentaire soit consommée.
Quand les prix s'emballent, c'est un peu comme quand une autoroute arrive à capacité : il ne faut que très peu de voitures supplémentaires pour passer d'une circulation ralentie mais fluide à des bouchons s'étalant sur des dizaines de km.
Personnellement, je ne suis pas inquiet sur notre capacité à résoudre ces épisodes de prix négatifs dans les années à venir. Il faut un peu de volonté politique, mais les solutions sont là.
Quand on voit l'augmentation du nombre d'heures de prix négatifs ces deux dernières années, malgré les mesures qui ont été prises en 2025 pour les limiter, et qui continuent à être prises en 2026, et d'autre part l’augmentation prévue des capacités éoliennes et surtout solaires dans les années à venir, qui vont augmenter la surproduction aux mêmes heures de journée, je suis beaucoup moins optimiste que toi.
Il faudra pourtant le payer un jour, et il sera de taille. Je doute qu'il soit financé sur fonds propre par EDF... à mon sens, ce sera la collectivité qui passera à la caisse, mais on verra.
La cour des comptes, dans un rapport de 2020 sur le sujet, exposait que le coût de démantèlement de Fessenheim était estimé par EDF et Orano à 46.4 milliards d'euros en 2018, avec une marge d'aléas que la cour considère à renforcer et des coûts annexes potentiellement importants volontairement exclus par EDF de cette estimation.
(https://www.ccomptes.fr/sites/default/files/2023-10/20200304-rapport-arret-demantelement-installations-nucleaires-2_0.pdf)
Fessenheim, c'est 2 réacteurs. Il y en a 54 autres.
Pour ce qui du démantèlement des réacteurs, et donc de ceux de Fessenheim en particulier, qui ont été arrêtés en 2020, et qui attendent un décret autorisant le démantèlement, qui devrait venir en 2026, voici ce qu'en dit l'ASNR :
EDF prévoit une phase de préparation au démantèlement de 5 ans, qui s’étendra jusqu’à l’obtention du décret qui prescrira le démantèlement des réacteurs. Une fois ce décret obtenu, le démantèlement du site devrait durer une vingtaine d’années jusqu’à l’atteinte de l’état final, avec pour objectif le déclassement de l’INB. https://reglementation-controle.asnr.fr/controle/l-asnr-en-region/grand-est/centrale-nucleaire-de-fessenheimDonc le démantèlement prendra, quand il sera autorisé, 20 ans. En fait, on a tout intérêt à attendre 10-20 ans pour démanteler un réacteur nucléaire. Les éléments radio-actifs les plus actifs, sont ceux qui ont la demi-vie la plus courte. Donc dans 10-20 ans, il n'en restera pratiquement plus, il ne restera que les déchets les moins radio-réactifs, même si c'est sur une longue période, qui sont beaucoup plus faciles à traiter, ou à enfouir. Le combustible a déjà été déchargé et envoyé La Hague. Pour le béton, on sait faire, on a déjà détruit des immeubles, bunkers et autres.
Personnellement, je ne pense pas que cela coûtera 54 milliards d'euros, si on prend le temps. Là dessus, je serai plus de l'avis de Steph.
Je ne suis pas antinucléaire, loin de là. Entre nucleaire et chargon/gaz, il n'y a pas le moindre doute à avoir. Mais pour avoir une discussion éclairée sur le sujet, il faut considérer tous les facteurs en jeu.
On subit en ce moment même une crise de combustibles fossiles avec une envolée des prix et on se souvent du chaos causé par la mise à l'arrêt de d'une grosse partie du parc nucléaire en 2022 pour craintes de corrosion sous contraintes.
Cela pour moi, c'est le plus gros soucis, la plupart de nos centrales ont dépassé 40 ans, arrivent à 50 ans, avec un nouveau grand carénage en vue. Des soucis de vieillissement de et de fatigue des matériaux peuvent, et même c'est sûr à moyenne échéance, réapparaitre. Et toutes ont été plus ou moins construites sur le même modèle. C'est pourquoi il faut en construire de nouvelles, mais il y a aussi moyen, on le voit en Chine, de construire plus vite et à moindre coût.
Le sourcing de l'uranium expose la France à un risque géopolitique non négligeable car nos fournisseurs ne sont pas exactement stables politiquement.
Nous savons enrichir le combustible sur notre sol, mais une partie de la chaîne du retraitement du combustible est aujourd'hui toujours faite en Russie, il me semble, sans autre option viable. Le risque d'un conflit miliaire direct avec la Russie n'est pas aujourd'hui hors de portée.
En fait, il existe des solutions, comme les surgénérateurs, que l'on a arrêté, pour utiliser tout l'uranium, et pas seulement la partie qui a été enrichie. Et donc ne plus dépendre de fournisseurs extérieurs
Voir :
https://fr.wikipedia.org/wiki/Cycle_du_combustible_nucl%C3%A9aireD'autre part, on aurait tout intérêt à passer à des réacteurs de 4eme génération, comme ceux à sels fondus, qui peuvent retraiter les déchets nucléaires, mais aussi utiliser du thorium, bien plus abondant, et sans risque de prolifération nucléaire. La Chine a commencé à tester un tel réacteur (les américain ont testé un prototype pendant plusieurs années dans les années 60), le TSMR (Thorium Molten Salt Reactor).
Voir :
https://www.revolution-energetique.com/actus/une-premiere-conversion-du-thorium-en-uranium-dans-un-reacteur-a-sels-fondus-reussie-par-la-chine/La France a donc tout intérêt à diversifier son mix électrique, surtout dans un contexte européen où elle sert de stabilisateur (et génère un excédent de 5-6 milliards d'euros/an au passage, ce n'est pas rien pour les finances de l'état). Diversifier avec des énergies fossiles n'a pas de sens car plus cher que toutes les alternatives et sujet aux mêmes risques géopolitiques.
Diversifier avec du solaire et de l'éolien en a, même si il faut gérer leur variabilité et potentiellement payer un prix un peu plus élevé (discutable, l'éolien on-shore et le solaire au sol sont rentables et compétitifs sans EDF OA, c.f. le post d'Olivier ci-dessus).
L'argument massue en faveur du solaire et éolien est le même que pour l'hydraulique : il n'y a que du capex, l'opex est minime voire inexistant car il n'y a pas de combustible à approvisionner.
Le fait que les contrats EDF OA et le mécanisme de compensation de la CRE ait été mal calibré est un autre sujet, par contre.
Diversifier son mix énergétique, oui, mais de façon mesurée, pour ne pas introduire de surproduction conduisant à des prix négatifs, car produisant tous à la même heure, et pas du tout la nuit, et nous coûtant très cher en subventions.
Une solution, ce serait de développer le stockage, mais qui est très peu utilisé (25 cas sur 1400 projets présentés dans les appels d'offre), mais cela coûte cher. Vu les dernières conditions (pas de subventionnement aux heures de prix négatifs), j'espère que cela se développera.
Énergie