Au cours des trente dernières années, la production électrique européenne s’est considérablement diversifiée au profit de nouvelles sources de production dites « renouvelables » et de centrales à gaz. Presque partout (quoique dans une mesure inégale), cette transformation de la base productive a coïncidé avec l’éclatement des anciens monopoles nationaux et la libéralisation des marchés de l’électricité. Ce parallélisme n’a rien d’une coïncidence : c’est ce que nous proposons d’analyser dans le second épisode de notre série, consacré aux réseaux de distribution électrique. Au cœur des innovations destinées à absorber les nouvelles contraintes de la production d’électricité, les réseaux de distribution forment en effet un observatoire privilégié de cette Grande Mutation qui lie transformation de la base technique de production et processus de libéralisation – non sans conséquences pour le panier ouvrier. Leur analyse nous permet ainsi de poursuivre l’investigation de la chaîne qui mène des grandes orientations impérialistes à la transformation concrète de la vie quotidienne.
Épisode 2 : Ce que le réseau absorbe
En une trentaine d’années, la base technique de la production électrique européenne s’est considérablement transformée sous l’effet de la croissance spectaculaire de nouvelles sources de production, photovoltaïque et éolienne. Ces capacités partagent deux caractéristiques fondamentales : leur rythme de production intermittent, qui les rend impossibles à piloter en fonction des besoins, et leur dispersion physique sur le territoire. Ces caractéristiques exercent de fortes pressions sur les systèmes électriques, pression qui, on va le voir, sont en grande partie absorbées par les réseaux. Ceux-ci jouent donc un rôle central dans l’intégration de la production dite « renouvelable » dans le système électrique, à tel point que « la gestion du réseau, en raison de la dispersion des installations renouvelables et de la flexibilité, forme [désormais] le poste le plus coûteux pour la collectivité. »1
Le spectre d’une hausse des coûts
Quand on en vient à l’intégration des « renouvelables » sur le réseau, le premier problème à traiter est celui des coûts de raccordement souvent invisibles des nouvelles unités. Tentons de visualiser l’ampleur des changements engagés : en l’espace d’une trentaine d’années, le réseau électrique français, dont l’architecture était structurée par 56 réacteurs nucléaires et 120 grands barrages (pour près de 90% de l’électricité injectée) a dû accueillir plus de 840 000 nouveaux sites de production d’énergie « renouvelable ». Cette métamorphose s’accompagne naturellement de nouvelles sources de coûts. D’abord, ces unités doivent être raccordées au réseau – dépenses de câbles, d’onduleurs, de postes de transformation. Mais il faut aussi s’assurer des conditions du « refoulement » de leur production sur le réseau national : au contraire des grosses centrales directement raccordées en haute-tension, 95 % de l’électricité « renouvelable » est produite à faible tension et, pour cette raison, directement injectée sur le réseau de basse et moyenne tension2. Lorsqu’elle ne rencontre pas de demande locale, cette électricité doit « remonter » sur le réseau de haute tension pour être transportée en un autre point du territoire – et cette opération est doublement coûteuse, d’abord parce qu’elle s’accompagne d’une dissipation d’énergie et ensuite parce qu’elle suppose un renforcement préalable des lignes électriques dont les capacités limitent (de la même manière qu’un tuyau) les volumes transportés. Autrement dit, le réseau électrique qui auparavant, faisait « couler » l’électron de la centrale au consommateur doit désormais fonctionner dans les deux sens – en évitant les congestions. Les problèmes rencontrés par le système électrique allemand, où la sortie accélérée du nucléaire a pris de vitesse le renforcement du réseau, peuvent donner une idée de la matérialité de ces contraintes et des coûts qu’elles induisent : désormais, lorsque le réseau est saturé, les besoins des industries de l’Ouest ou du Sud de l’Allemagne qui ne peuvent être couverts par la production éolienne de mer du Nord impossible à acheminer doivent l’être par une production thermique plus coûteuse, implantée à proximité des sites consommateurs. Loin d’être anecdotique, ce type de goulets d’étranglement représente chaque année des coûts supplémentaires de l’ordre de 4 milliards d’euros, contribuant aux prix démesurés d’un des systèmes électriques les plus coûteux d’Europe.
Qu’on l’aborde ainsi à la petite échelle du raccordement de chaque unité de production, ou à la grande échelle de l’organisation du réseau national, on comprend de quelle manière le raccordement d’une production dispersée finit par exercer des coûts significatifs sur les infrastructures de réseau3. Pour en donner un ordre de grandeur, les deux grands opérateurs du réseau français – RTE pour la haute-tension et Enedis pour la moyenne et basse tension – évaluent les besoins de renforcement des réseaux à près de 200 milliards d’euros d’ici 2040, une partie de cette somme étant directement liée aux contraintes que nous venons de décrire4.
L’autre particularité de la production « renouvelable », généralement mieux connue, est son rythme intermittent – fonction du vent et de l’ensoleillement – qui la rend impossible à planifier en fonction des besoins. Rappelons, pour prendre la mesure des implications sur le système électrique, que l’électricité n’est pas stockable à grande échelle : pour éviter un black-out lié à un décrochage de fréquence, production et consommation d’électricité doivent s’équilibrer en permanence (cf. épisode 1). Abordé sous l’angle économique, ce problème s’exprime surtout comme un enjeu de dimensionnement du parc de production: pour garantir le passage des pointes de consommation, il est nécessaire d’immobiliser des capacités de production excédentaires dont certaines ne fonctionnent que quelques jours par an – capital fantôme qui représente bien sûr un coût supporté par l’ensemble du système électrique. Or, cette vieille contrainte se trouve considérablement renforcée par la progression des énergies « renouvelables » : dans la mesure où leur capacité à produire n’est jamais garantie, ces unités de production sont généralement installées en complément (plutôt qu’en remplacement) des autres capacités, ce qui accroît les redondances globales du système électrique : trop de capacités de production sont installées face à une demande qui, elle, reste relativement stable. L’apparition de prix négatifs, devenus courants sur les marchés de gros de l’électricité5, donne la mesure de ces surcapacités, qui progressent au rythme du raccordement de nouvelles capacités « renouvelables » : d’un maximum de 102 heures par an jusqu’en 2022, on est passé à 147 heures en 2023, puis 235 heures pour le seul premier semestre 20246. Ces prix ponctuellement bas expriment en réalité les graves problèmes d’amortissement de l’ensemble du parc électrique, qui se manifestent dans la sous-utilisation des centrales thermiques de pointe – comme les deux centrales à charbon de Saint-Avold et Cordemais qui n’ont par exemple fournit que 0,13% de l’électricité consommée pour l’année 20247. Ils dissimulent ainsi les surcoûts liés à un surdimensionnement du parc de production ; en France, dans le cas où la consommation progresserait moins rapidement que prévu, RTE a chiffré le coût des surcapacités à 20 milliards par an8. Paradoxalement, ces surcapacités peuvent coexister avec des tensions d’approvisionnement en pointe, puisque la sous-utilisation des centrales thermiques, nécessaires au passage des pointes lorsque les « renouvelables » sont indisponibles mais de plus en plus difficiles à amortir, décourage l’investissement privé dans leur modernisation et leur remplacement9.
Quel est le lien avec les réseaux électriques ? Ceux-ci sont en fait amenés à jouer un rôle de plus en plus important pour gérer et limiter ces surcoûts. Avec la dissémination des « renouvelables », le problème est la désynchronisation entre les courbes de production et de demande pour l’électricité, à l’origine tantôt de surproductions, tantôt de tensions sur l’approvisionnement – et qui représente dans tous les cas une source d’inefficacité majeure pour le système électrique. L’enjeu réside donc dans le réajustement des courbes pour limiter le surdimensionnement du parc de production, améliorer l’amortissement des capacités de production existantes et éviter une inflation démesurée des coûts : autrement dit, il s’agit de permettre la valorisation des surproductions lors des creux de demande et de limiter parallèlement les besoins au passage des pointes.
Les réseaux électriques font depuis plusieurs années l’objet d’un effort d’innovation en ce sens. C’est le cas au niveau des réseaux de transmission à haute-tension, où le renforcement des interconnexions entre pays, combiné au développement de l’ultra-haute-tension, ouvre des perspectives (inédites) de transport (rentable) de l’électricité sur longue distance – les importations et les exportations d’électricité offrant de nouvelles marges de manœuvre pour l’équilibrage des réseaux nationaux. Le développement de ce commerce international de l’électricité est un événement en soi, qui remodèle les rapports entre États et les opportunités technologiques. Ici, nous nous intéresserons cependant davantage au second niveau du réseau électrique : les infrastructures de moyenne et de basse tension qui acheminent l’électricité jusqu’au consommateur final et qui font, elles aussi, l’objet d’innovations décisives.
A l’ombre des « réseaux intelligents »
Les réseaux de distribution – en France, 1,4 millions de km de lignes moyenne et basse tension qui acheminent l’électricité du réseau haute-tension au consommateur final – sont les plus impactés par les transformations que nous avons décrites, d’abord parce que la plus grande partie des nouvelles capacités de production (du panneau solaire de Monsieur-Tout-le-Monde à la petite ferme éolienne) y sont raccordées ; ensuite parce que c’est aussi à ce niveau que s’expriment les transformations des usages qui, du déploiement des véhicules électriques à la connexion de data centers, modifient la courbe autant que la géographie de la consommation. Le problème à régler reste toujours celui de l’équilibre offre-demande, renforcé par les contraintes de la production intermittente et par les nouveaux usages de l’électricité. C’est ici qu’interviennent les innovations sur les réseaux de distribution : des centres de contrôle aux compteurs électriques particuliers, la numérisation de cette infrastructure va permettre de « décaler », voire d’« effacer » une partie de la consommation d’électricité pour ajuster la demande au caractère intermittent des énergies « renouvelables ».
En soi, rien de tout ceci n’est radicalement nouveau. Dès les années 1980, le manque de flexibilité du parc nucléaire a encouragé EDF à développer des applications pionnières – qui ont contribué dans une certaine mesure à une avance industrielle qu’EDF et Enedis conservent encore dans ce domaine. Le dispositif heures pleines/heures creuses est sans doute la plus connue de ces applications ; mais les compteurs électroniques qui se sont mis à apparaître à la même période permettaient aussi à EDF de piloter discrètement les périodes de charge des chauffe-eau domestiques, afin de limiter les pointes de consommation tout en valorisant l’électricité produite en creux. Ces deux types d’innovations offraient ainsi des marges de manœuvre à l’échelle de la courbe quotidienne de demande électrique.
Par la suite, ces mêmes compteurs électroniques ont supporté l’introduction d’offres d’abonnement « innovantes », comme l’offre Tempo dont le principe est simple : en contrepartie d’une électricité moins chère à l’année, des prix prohibitifs encouragent les abonnés à limiter leurs consommations lors de 22 jours de grandes pointes hivernales, offrant ainsi une flexibilité à l’échelle des saisons. Les compteurs communicants ont récemment élargi l’audience de cette offre d’abonnement jusqu’ici relativement confidentielle : elle concerne désormais plus d’un million d’abonnés pour un potentiel d’« effacement » de 6 GW en jours « rouges » – l’équivalent de six réacteurs nucléaires, ce qui n’est tout de même pas rien. Dès cette époque, le système pouvait enfin compter sur une ultime marge de manœuvre : rémunérer les entreprises électro-intensives pour qu’elles ralentissent ou suspendent leur production au passage des grandes pointes annuelles – une opération toujours plus économique du point de vue de l’opérateur électrique que d’investir dans des capacités de pointe qui ne serviraient que quelques jours par an.
Si l’équilibre du réseau pouvait donc déjà compter sur des formes de pilotage de la consommation, les nouvelles technologies en étendent désormais considérablement la portée. Dans le fond, les principes restent les mêmes – le pilotage continue de s’appuyer sur les mêmes leviers que sont les incitations tarifaires, le contrôle de la charge des appareils domestiques et la déconnexion des usages les plus énergivores ; mais la digitalisation, combinée à la diversification des usages, élève considérablement l’ampleur et la finesse des interventions. Voyons comment.
En matière d’incitations tarifaires, les nouveaux compteurs communicants (du type Linky) élargissent d’abord le champ des possibles en matière d’adaptation et de personnalisation des offres d’abonnement destinées au grand public. L’idée de base est simple : par des incitations ou des pénalités financières, il s’agit d’encourager les consommateurs à adapter leurs usages aux variations de prix sur les marchés de gros, qui reflètent eux-mêmes des tensions ou des surproductions réelles au niveau de la production. Concrètement, ces incitations peuvent prendre la forme de formules d’abonnement sophistiquées ajustant de manière plus étroite la facturation de l’abonné aux variations des cours de Bourse (tarification dite « dynamique », qui revient à sophistiquer l’ancien système d’heures pleines/heures creuses), ou bien celle d’un système de ristournes, cagnottes et autres cashback destinées à récompenser les pratiques vertueuses des consommateurs sans les forcer à changer d’abonnement. Un fournisseur français propose par exemple à ses clients une ristourne de 50% sur l’électricité consommée l’après-midi (quand le soleil brille) ; en Grande-Bretagne, un autre offre la recharge du véhicule électrique à certains horaires (ceux où lui-même a vraisemblablement des chances de l’acheter à prix négatif) ; un autre encore, en France, notifie ses abonnés au passage d’une pointe et récompense sous forme de cagnotte ceux qui sont parvenus à abaisser leur consommation (lui évitant d’acheter au prix fort ces volumes d’électricité). Cette manière de faire est certes plus indirecte que celle qui consiste à faire varier les prix de vente de l’électricité en fonction des tensions sur les marchés, mais elle permet de contourner un obstacle important – au moins en France : la large préférence des consommateurs pour les tarifs réglementés de vente et les abonnements à prix stables fixés par l’État, qui concernent encore 70% des ménages. Abonnements ou ristournes, les deux modèles reviennent quoi qu’il en soit à une forme de dérégulation des tarifs et dépendent en dernière analyse de la généralisation des compteurs communicants, qui permettent aux fournisseurs de multiplier les index et d’accéder aux données de consommation à une échelle suffisamment fine (des données au pas de 10-15 minutes) nécessaires pour facturer les consommateurs. L’intérêt des fournisseurs est facile à comprendre : dans la mesure où ils s’intercalent entre les marchés de gros et les consommateurs, leurs profits dépendent de leur capacité à augmenter la consommation aux périodes où la facturation des abonnés dépasse les prix de gros, et à limiter le débit dans la situation inverse.
En matière de pilotage, le développement de l’internet des objets offre aussi des ressources d’effacement accrues, au point que de nouvelles entreprises en sont venues à se spécialiser sur un créneau original : la production de la non-consommation d’électricité. Concrètement, ces sociétés interviennent soit pour équiper les appareils ménagers, soit pour prendre le contrôle d’appareils « intelligents », ce qui leur permet de venir moduler la consommation des appareils sur des créneaux très fin – de l’ordre d’une dizaine de minutes, en principe « indolores » pour l’usager mais hautement valorisables pour le système électrique. Non sans licence poétique, le jargon professionnel qualifie ces réseaux de capteurs de « centrales électriques virtuelles », dont la myriade de chauffages domestiques connectés à l’ordinateur du vendeur de « flexibilités » constitue le réacteur. Notre vendeur peut alors se présenter sur les marchés de gros de la même manière qu’un directeur de centrale nucléaire, pour vendre l’électricité non-consommée au même prix que l’électricité effectivement produite. De fait, les coûts de « production » de la non-consommation sont paradoxalement significatifs, en particulier quand il s’agit de démarcher foyer par foyer l’intérêt de s’équiper en petits capteurs (dont l’équipement et l’installation sont généralement pris en charge par l’entreprise) – et plus généralement, en raison du coût des solutions informatiques. Mais ce genre d’opération peut finir par s’avérer rentable, en particulier lorsque les prix sont élevés : les marchands de flexibilités peuvent remercier la guerre en Ukraine, la crise à Ormuz et la flambée du prix du gaz qui, en élevant les prix en pointe, contribuent considérablement au succès économique de leur activité.
Chauffages domestiques aujourd’hui, flotte de véhicules électriques demain : la diversification des usages électriques, avec la multiplication de sources de stockage diffuses et de pratiques « décalables », apporte de nouvelles ressources à ce commerce des flexibilités. Les véhicules électriques font plus particulièrement l’objet des projections des énergéticiens : une batterie de voiture correspond à l’équivalent de trois chauffe-eaux de capacité de stockage et avec ça, elle peut encore recracher l’électricité sur le réseau au moment des pointes – ce qui fournirait des moyens de stockage importants à l’échelle du système électrique et une compensation particulièrement appréciable à l’intermittence des « renouvelables ». Outre nos directeurs de centrales électriques virtuelles, ce type d’usage offre de nouveaux marchés à tous les vendeurs d’applications « clés en main » pour le contrôle et le pilotage des appareils connectés, qui permettent aux particuliers et surtout aux entreprises de mieux contrôler les périodes de charges et de décharges de leurs appareils pour profiter de l’électricité du réseau au moment où elle est la moins chère et la réinjecter au moment idoine pour éviter de payer plein tarif – des pratiques qui produisent leurs meilleurs effets quand elles sont combinées avec les nouvelles offres d’abonnement « dynamiques ». Ces différentes technologies – éolien et photovoltaïque, compteurs communicants, véhicules électriques et autres capacités de stockage domestique, internet des objets, applications numériques, le tout orchestré par le signal des incitations tarifaires – fonctionnent ainsi comme un ensemble redoutablement systématique, où l’usage des unes renforce celles des autres.
Mutations techniques, conséquences sociales
La tarification dynamique ou le pilotage des consommations sont des sources indéniables d’efficacité productive dans le cadre de systèmes électriques basés sur une production qui est, en revanche, de moins en moins pilotable10 : il est évidemment beaucoup plus économique d’équilibrer le réseau par des baisses ponctuelles et relativement indolores de la consommation plutôt qu’en finançant à l’année l’entretien de centrales destinées à servir la pointe. Ceci est d’autant plus vrai dans un contexte de tensions sur le prix du gaz, qui est à la fois l’énergie la plus adaptée pour complémenter les « renouvelables » et celle sur laquelle les prix européens de l’électricité se retrouvent le plus fréquemment indexés : les technologies d’« effacement » se présentent ainsi comme une alternative aux centrales à gaz, pour une partie au moins du passage des pointes. Il serait toutefois impossible de faire de ces technologies une activité industrielle à part entière sans libéralisation des marchés, sans dérégulation des prix, et sans une baisse de la part d’énergie pilotable susceptible d’exercer une pression suffisante sur les prix pour rentabiliser la vente de « non-consommation ». Et c’est ainsi que la transformation de la base technique de production (au profit des « renouvelables ») et la transformation de l’organisation des marchés (la libéralisation) deviennent des processus de plus en plus indissociables : à haute intensité, l’intégration des « renouvelables » suppose la modernisation et la numérisation des réseaux, dont le potentiel s’exprime au mieux dans un contexte de libéralisation – ce qui n’est pas sans conséquences sur le panier ouvrier.
On peut en effet dresser un portrait type d’à qui profite cette mutation : ménages propriétaires de leurs logements, éventuellement équipés de panneaux solaires, d’un (peut-être même deux) véhicules électriques – autrement dit, ceux dont les usages électriques sont les plus diversifiés et les plus susceptibles de faire l’objet d’un arbitrage ou d’un décalage au cours de la journée. Ceux-là peuvent effectivement tirer le meilleur parti de la libéralisation et de la diffusion de formes d’autoproduction renouvelable.
Ce portrait révèle en négatif celui des perdants du nouveau modèle : locataires sous-équipés en panneaux solaires, classes populaires traditionnellement exclues des marchés du neuf sur lesquels s’achètent encore principalement les véhicules électriques, et en général les ménages dont les usages électriques les moins diversifiés se limitent à cuisiner, s’éclairer, se chauffer et sont par conséquent les moins pilotables ou les plus difficiles à arbitrer. À ceux-là, la libéralisation promet surtout la fin progressive des tarifs réglementés, des factures (encore plus) opaques, des prix qui varient en fonction de l’heure, de la saison ou des desiderata des fournisseurs, et des économies obtenues au prix du confort le plus élémentaire (fini le chauffage par grand froid grâce à l’offre Tempo) – un constat que synthétise l’auteur écologiste Aurélien Bernier : « Au lieu d’investir dans des moyens de production économiquement peu rentables [comme des centrales à flamme destinées à couvrir la pointe] – ce que faisait le service public mais que le marché refuse – on dissuade les ménages de consommer à certaines heures de la journée en appliquant des tarifs prohibitifs »11. Et en plus de subir sur leurs factures ou dans leurs usages les conséquences de l’introduction des « renouvelables », ces mêmes ménages qui n’« autoproduisent » pas subissent une double peine invisible, celle de devoir supporter une plus grande proportion des coûts qui permettent l’intégration des « renouvelables » au réseau. Rappelons qu’en France, celui-ci est financé par une taxe qui s’applique à chaque kilowattheure qui circule sur le réseau (le TURPE). Or, le développement des « renouvelables » conduit simultanément et paradoxalement à une hausse des coûts collectifs de gestion des réseaux et, avec le développement de l’autoproduction, à une baisse relative de la part des kilowattheures qui servent à le financer. Ce n’est pas un point de détail : le TURPE représente autour de 25% de la facture d’électricité du Français moyen et sa valeur augmente sans cesse – au cours de la dernière décennie, ses revalorisations cumulées ont représenté une hausse de l’ordre de 30 à 40% en valeur.
Progressivement, ces conséquences sociales ne se limitent d’ailleurs plus à l’échelle nationale et tendent à devenir des produits d’exportation. Après avoir développé ces technologies sur leurs marchés domestiques (hardware, software, logiciels, protocoles de communication et services associés), la loi d’airain de la concurrence impose en effet aux grands groupes – parmi lesquels la France peut se targuer de compter plusieurs « champions nationaux » – d’amortir ces coûts de développement sur des marchés plus larges12. Or, exporter ces marchandises – éoliennes, compteurs, logiciels de gestion de l’équilibre et de traitement des données, services associés – tout comme implanter des activités de production et de fourniture à l’étranger, suppose d’exporter la dérégulation qui les accompagne. Rien qu’à l’échelle de l’Union européenne, 14 États-membres sur 27 (dont la France) maintiennent encore des dispositifs de contrôle des prix qui limitent dans une certaine mesure – on a vu pourquoi – l’introduction des « renouvelables » et le potentiel de développement de l’effacement. C’est particulièrement vrai dans les pays de l’ex-bloc de l’Est, où les marchés de consommation restent relativement encadrés, et où les tarifs réglementés traditionnellement favorables aux ménages (qui paient parfois moins cher que les entreprises, là où à l’Ouest la situation est généralement inverse) compensent des niveaux de salaire très faibles. On a vu de précédentes tentatives de faire évoluer ces tarifs et d’approfondir la libéralisation prendre une tournure dramatique – par exemple en Bulgarie où, dans le sillage de la crise économique et financière de 2008, la tentative du FMI d’augmenter les prix de l’électricité avait entraîné des émeutes du désespoir et l’immolation de plusieurs manifestants. Les choix technologiques domestiques, par le truchement de la concurrence qui s’exerce entre groupes capitalistes, finissent par avoir des conséquences qui excèdent le cadre national.
En France, les conséquences sociales de ces mutations ne se sont pas encore révélées dans toute leur ampleur, et ceci pour différentes raisons : le faible prix des hydrocarbures au début des années 2000, l’existence de surcapacités électriques héritées des années 1990, la persistance d’une importante fraction d’énergie pilotable d’origine nucléaire qui « tient » les coûts de l’électricité, la survivance de tarifs réglementés (néanmoins revalorisés chaque année), l’activation du bouclier tarifaire… Progressivement toutefois, l’enjeu des prix de l’électricité est appelé à faire son grand retour : en 2026, après une guerre en Ukraine et une autre en Iran, il n’est plus question des faibles prix des hydrocarbures, et l’épisode de la « corrosion sous contrainte » qui a affecté le parc nucléaire français à l’hiver 2022 a pu donner une idée des conséquences d’une baisse de la production pilotable sur les prix de l’électricité13. Les dividendes des vieux plans d’électrification finiront par se dissiper, et l’État français par alléger les dispositifs de soutien : plus d’un de nos contacts dans la profession a évoqué le spectre de « gilets bleus » poussés dans la rue par la hausse des factures d’électricité.
Électricité et lutte des classes
C’est précisément dans ces circonstances qu’après un long plateau d’une quarantaine d’années, les énergéticiens se mettent à anticiper une reprise de la consommation électrique, sur fond de transformation du tissu industriel (numérisation, électrification de la production, émergence de nouvelles filières électro-intensives). La guerre en Ukraine avant la crise d’Ormuz n’ont fait qu’accélérer un mouvement de fond : en France, où les importations d’énergie constituent la première source de déficit commercial (50 à 70 milliards d’euros par an), les objectifs affichés consistent à doubler la part de l’électricité, de 25 à 50% de l’énergie finale, pour la substituer progressivement aux hydrocarbures.
Réaliser un tel mouvement, qui exercerait lui-même une pression accrue sur les prix, suppose toutefois un système électrique performant, capable de fournir une électricité bon marché tout en garantissant la fiabilité de l’approvisionnement. Le modèle d’« électrification diffuse » que nous avons présenté dans cet épisode est-il capable d’assumer cette tâche historique ? Une partie du patronat en doute, et pour cause : pour l’heure et au contraire des vagues d’électrification précédentes, où le développement des usages permettait de mieux amortir et les capacités de production et le développement du réseau, les spécificités de la production « renouvelable » semblent contrarier le cercle vertueux des économies d’échelle. Du côté de l’offre, les surcapacités découragent les producteurs d’électricité de réaliser les investissements nécessaires pour élargir la production. Du côté de la demande, l’absence de stabilité et de prévisibilité des prix décourage les industriels d’investir en matière d’électrification – et cette incertitude finit à son tour par rétroagir à son tour sur les capacités de planification des producteurs.
Mais dans ce modèle, on l’a vu, les économies d’échelle ne se créent pas depuis l’intérieur du système électrique, basé sur une production dispersée, mais par l’adoption accrue de technologies mutuellement complémentaires (capacités de production « renouvelables », véhicules électriques, internet des objets, numérisation tous azimuts), et d’autant plus complémentaires qu’on parvient à organiser leur usage d’une façon valorisable pour le système électrique. Rendre ce modèle d’électrification soutenable sur le plan de la croissance capitaliste signifiera aller plus loin dans la dérégulation des tarifs, rendant aussi plus vives les conséquences sociales de ces mutations.
La conjoncture actuelle ouvre virtuellement deux perspectives de développement qui, qu’on le veuille ou non, finissent par politiser des choix apparemment techniques : l’approfondissement du modèle d’« électrification diffuse » d’un côté, la reprise d’un programme d’« électrification de masse » de l’autre. Ces deux orientations peuvent se combiner dans une certaine mesure – au sens où une production « renouvelable » limitée peut s’intégrer à un mix dominé par le nucléaire, où l’hydraulique offre une énergie de complément au passage des pointes « renouvelables », etc. On ne peut toutefois manquer de remarquer que pour exprimer leur plein potentiel, ces orientations appellent respectivement des systèmes techniques et économiques contradictoires – tout simplement parce qu’en dernière analyse, leurs structures de coûts sont redondantes (cf. épisode 1) et que leur amortissement obéit à des règles différentes. Citons simplement quelques-unes de ces contradictions, parmi les plus évidentes : les économies d’échelle de la production par des moyens massifiés supposent une consommation collective qui s’accommode mal des îlots de consommation locaux rendus possibles par la production diffuse ; les coûts fixes et à rotation lente liés au renforcement des réseaux dans un modèle d’électrification diffuse ne se justifient que s’ils permettent d’éviter en même temps ceux liés à la construction des centrales massifiés ; la rentabilité du commerce des flexibilités et les autres techniques qui permettent de gérer l’intermittence des « renouvelables » supporte mal une trop grande part de production pilotable ; la gestion des grands barrages, qui rendent de multiples services non marchands (équilibre du réseau, irrigation et autres usages), se prête difficilement à une logique de libéralisation ; quant à l’amortissement des grandes centrales massifiées, les décisions d’investissement se prêtent mal à un contexte de forte volatilité des prix. Lorsque le patrimoine productif hérité des vagues d’électrification précédentes deviendra obsolète, la contrainte de la concurrence internationale qui lui impose de tenir les coûts de son système électrique poussera la bourgeoisie française à approfondir ce modèle de production dispersée et de micro-pilotage, d’une manière qui renforcera inévitablement la pression sur le prolétariat, d’ici et d’ailleurs – ou bien à revenir aux vieilles méthodes de l’électrification massifiée.
(À suivre)
Notes :
1 Xavier Piechaczych, président du directoire de RTE, commission d’enquête parlementaire, 15/12/2022. https://www.assemblee-nationale.fr/dyn/16/organes/autres-commissions/commissions-enquete/ce-independance-energetique/documents?typeDocument=crc
2 Jacques Percebois, « Les défis de la transformation du secteur électrique européen. Concurrence, numérique et réseaux », IFRI, 2019.
3 Épargnons au lecteur les longues explications techniques, mais mentionnons tout de même qu’outre les contraintes de raccordement, la dispersion de la puissance entre une multitude de sites complexifie également la gestion de l’équilibre du réseau car, au contraire des gros générateurs, les petites unités ne sont pas capables de moduler automatiquement leur puissance pour corriger des écarts entre la production et la demande – un problème qui dépasse la seule question des coûts et concerne plus largement la sécurité d’approvisionnement (cf. le black-out espagnol de 2025). « La participation de milliers d’installations diffuses au marché peut conduire à des arrêts/redémarrages trop brusques. (…) Les épisodes présentant le plus de défis en matière d’exploitation se situent désormais de façon croissante lors des creux de “consommation résiduelle”, c’est-à-dire les périodes conjuguant une forte production et une faible consommation. » (RTE, Bilan prévisionnel 2025, p.14)
4 Confronté à d’importants problèmes de congestion, Tennet, l’opérateur de réseau néerlandais, prévoit 85 milliards d’euros de dépenses sur dix ans (2025-2034). Voie de conséquence, le Financial Times estimait que les ménages devraient absorber une hausse des coûts de l’électricité qui ferait passer leur budget annuel de 1160€ actuellement à près de 1780€ en 2040. (Ian Johnston, « The Dutch city where Europe’s electricity grid crunch hits home », Financial Times, 30/08/2026.)
5 Les prix négatifs apparaissent sur les marchés de gros de l’électricité lorsqu’il est plus intéressant pour le producteur de payer l’acheteur que de supporter les coûts d’arrêt et de redémarrage des centrales
6 Commission de régulation de l’énergie, Analyse de la CRE sur le phénomène de prix de l’électricité négatifs et recommandations relatives aux dispositifs de soutien aux énergies renouvelables, 2024.
7 RTE, Bilan électrique 2024.
8 RTE, Bilan prévisionnel 2025.
9 Les marchés spot ne permettent pas de garantir la rentabilité des centrales aux coûts variables de production les plus élevés (c’est-à-dire, principalement les centrales qui fonctionnent avec un combustible : gaz, fioul, charbon). Leur rémunération s’appuie donc en parallèle sur un énième tiroir de la libéralisation des marchés : le fameux « marché de capacités ». Sur ce marché, les producteurs d’électricité pilotable (nucléaire, flamme) vendent des certificats aux fournisseurs d’électricité, qui doivent les acheter à proportion de leur base de consommateurs afin de garantir l’existence de capacités suffisantes pour couvrir la demande pendant les périodes critiques. Comme on le verra plus bas, l’existence de ce commerce a permis à de nouveaux acteurs, les « marchands de flexibilités », de se positionner sur le marché en y vendant de la « non-consommation » électrique.
10 Un rapport de l’Agence internationale de l’Énergie – certes un peu daté (2011) – estimait que ces technologies (smart grids dans le jargon) pourraient permettre une réduction de la croissance de la pointe électrique de l’ordre de 13 à 24 %. (Agence Internationale de l’Énergie, Technology Roadmap Smart Grids, 2011. https://iea.blob.core.windows.net/assets/fe14d871-ebcb-47d3-8582-b3a6be3662ba/smartgrids_roadmap.pdf )
11 Aurélien Bernier, L’énergie hors de prix, Les éditions de l’Atelier, 2023, p.145.
12 A l’échelle européenne, les marchés concernés par ces technologies ne sont pas négligeables : le remplacement du parc de 200 millions de vieux compteurs électriques au bénéfice des nouveaux compteurs communicants représenterait à lui seul environ 40 milliards d’euros – et avec une durée de vie de 15 à 20 ans, le marché du remplacement est lui-même amené à représenter autour de 2 milliards d’euros par an. Encore plus significatifs sont les enjeux de brevets, de protocoles de communications, avec généralement des effets en cascade : un acteur exportant ses technologies de réseau prépare éventuellement le terrain pour s’implanter comme producteur ou fournisseur d’électricité.
13 Au cours de l’hiver 2022-2023, en pleine crise énergétique, la découverte de fissures sur les canalisations de plusieurs réacteurs nucléaires (les plus récents et les plus puissants) avait conduit à l’arrêt d’une quinzaine de réacteurs.
Inscrivez-vous à notre newsletter :