mars
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2026 | Le marché français de l’électricité a perdu sa boussole
- Tribune d’Etienne Thomassin Directeur Général d’EDP en France et en Belgique - Membre du conseil d'administration de France Renouvelables
On ne pilote pas une stratégie énergétique à 20 ans avec un prix conçu pour 24 heures.
Les discussions qui ont suivi la publication de la PPE3 l’ont montré avec une clarté presque désarmante : dès qu’il s’agit d’électricité, le débat national se réfugie dans des oppositions caricaturales. On ressuscite la vieille querelle entre renouvelables et nucléaire, comme si toute la question se résumait à choisir un camp.
Je ne crois pas que ce soit là le vrai sujet. À mon sens, le problème n’est pas la production. Il tient plutôt au marché, ou plus précisément à son market design.
En 2022, la moindre indisponibilité nucléaire devenait un sujet d’État. En 2025, on parle d’« excès d’électricité » et de prix « trop bas ». Aujourd’hui, les tensions autour de l’Iran et les risques sur le détroit d’Ormuz ravivent les inquiétudes de pénurie d’hydrocarbures, avec des conséquences possibles sur le marché électrique.
Ce grand écart permanent devrait nous interroger. Il dit moins quelque chose sur notre mix que sur la manière dont nous organisons sa valorisation.
Au centre de cette mécanique se trouve un indicateur : le SPOT.
Le prix moyen du marché de gros est passé d’environ 276 €/MWh en 2022 à 97 €/MWh en 2023, puis autour de 58 €/MWh en 2024. En deux ans, le signal a été divisé par près de cinq.
Ce qui me frappe, au-delà de la baisse elle-même, c’est la place que nous accordons à ce prix.
Le marché de court terme, conçu à l’origine pour ajuster l’offre et la demande la veille pour le lendemain, ne représente que 10 à 20 % des volumes physiques. Pourtant, il est devenu la référence implicite de presque tout : décisions d’investissement, mécanismes publics, analyses financières et débat politique.
Comme si un indicateur de court terme pouvait nous dire quoi construire pour les vingt prochaines années.
Mais le SPOT n’est pas une boussole. C’est un thermomètre.
Dans un système où les renouvelables injectent à coût marginal quasi nul, où le nucléaire module difficilement sans surcoûts, où la demande s’électrifie massivement et où les flexibilités restent encore limitées, le prix de court terme ne reflète plus la valeur réelle d’un électron.
Il traduit un état instantané du système, pas sa cohérence.
Cette instabilité ne concerne pas seulement les énergéticiens. Elle pèse sur la compétitivité industrielle, sur les décisions d’électrification et sur l’implantation de data centers, bref sur des choix d’investissement lourds et durables.
Plutôt que de revoir en profondeur notre market design, nous avons empilé des correctifs : contrats pour différence, mécanisme de capacité et ajustements budgétaires. Ces outils ont leur logique, mais ils ont aussi un effet. Ils déplacent le problème sans le résoudre.
Progressivement, l’État devient la chambre de compensation implicite d’un marché mal calibré. Les variations de la ligne CSPE dans les lois de finances en sont une illustration très concrète.
Pour bien voir la limite du système actuel, imaginons un cas simple.
Supposons un système très largement renouvelable avec les règles actuelles. La plupart du temps, le prix de court terme serait très bas, puisque le coût marginal des renouvelables est proche de zéro.
Mais les installations doivent couvrir leurs coûts complets. Il faudrait donc compenser la différence, de plus en plus massivement.
Autrement dit, plus on développerait des capacités à faible coût marginal, plus le budget public deviendrait l’amortisseur du système.
Ce n’est pas absurde en soi. Mais ce n’est pas exactement ce que promet un marché censé envoyer des signaux d’investissement.
Pendant ce temps, le débat public se crispe. Les consommateurs veulent des prix bas pour réussir l’électrification. Les producteurs ont besoin de visibilité et de stabilité pour investir.
Les deux arguments se tiennent, mais ils s’entrechoquent tant que nous restons dépendants d’un seul signal de prix.
À mon sens, trois évolutions s’imposent.
D’abord, diversifier les références de prix. Développer réellement les contrats longs, faciliter les PPA industriels et articuler différentes temporalités. Le SPOT concentre aujourd’hui une part importante de la production renouvelable, les ENR y représentant près de la moitié des volumes. Il doit redevenir un outil d’ajustement, et non l’alpha et l’oméga du système.
Ensuite, sécuriser les investissements pour l’électrification en travaillant davantage sur les CAPEX que sur les OPEX. Aucun actif lourd, qu’il s’agisse de production, d’électrolyse ou de mobilité électrique, ne se finance sur un signal volatil.
Enfin, faire de la flexibilité un pilier. Stockage, production pilotable et modulation volontaire de la demande sont indispensables si nous voulons intégrer massivement des capacités variables et activer les deux côtés du système.
Au fond, le vrai débat n’est ni nucléaire contre renouvelables, ni abondance contre pénurie.
Le débat n’est pas celui des technologies. C’est celui du signal prix utilisé comme référence. On ne trace pas une trajectoire de long terme avec un instrument qui ne regarde que demain.
Changer de mix est complexe. Changer de boussole l’est parfois davantage. Mais c’est peut-être là que se joue l’essentiel.
A propos d'EDP
EDP est un leader mondial de l’énergie, présent en Europe, en Amérique du Nord, en Amérique du Sud et en Asie-Pacifique. L’entreprise opère autour de quatre principales plateformes (actifs de production renouvelable, réseaux, solutions clients et gestion globale de l’énergie) et compte près de 12 000 collaborateurs dans le monde.
Nous sommes pionniers des énergies renouvelables et figurons parmi les plus grands producteurs au monde, grâce à un portefeuille mondial d’actifs comprenant l’éolien terrestre et en mer ainsi que le solaire, auxquels s’ajoutent l’hydroélectricité, pour un total de 32,7 GW de capacité installée. Nous mettons continuellement à profit ce portefeuille afin d’accélérer le déploiement des énergies renouvelables au moyen des technologies d’avenir, telles que l’hydrogène vert et l’hybridation des actifs renouvelables avec le stockage, tout en développant nos infrastructures de réseau —levier clé de la transition énergétique.
Chez EDP, nous sommes fiers d’être l’un des énergéticiens les plus « verts » au monde : plus de 90 % de l’énergie que nous produisons provient de sources renouvelables, et nous figurons parmi les fournisseurs énergétiques les plus durables du Dow Jones Sustainability Index. Nous visons la neutralité carbone (net zéro) d’ici 2040 et prévoyons d’investir plus de 12 milliards d’euros dans la transition énergétique d’ici 2028. Ces investissements augmenteront notre capacité renouvelable, renforceront nos réseaux électriques, soutiendront nos clients et donneront aux territoires les moyens d’accélérer la transition vers une planète plus durable.
À propos d’EDP en France
EDP développe, finance, construit et exploite des parcs éoliens et photovoltaïques sur l’ensemble du territoire français. Energéticien historique du marché français depuis 20 ans, le groupe a développé près de 700MW de capacité installée en éolien et en photovoltaïque représentant un investissement cumulé de plus d’un milliard d’euros. EDP compte parmi les acteurs français de premier plan en alimentant chaque année plus d’un million de personnes et en contribuant activement à la réduction des dépendances énergétiques étrangères.?EDP développe également 1 GW de projets offshore, dans le cadre d’une joint-venture avec Engie (Ocean Winds), et 254 MW d'éolien flottant à Leucate en Méditerranée.
Source : Communiqué EDP Renewables
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