Poursuivre le déploiement de l’énergie solaire au même rythme qu'aujourd'hui conduirait à une situation où certaines installations deviendraient inutiles et représenteraient des surcoûts significatifs pour le système, indique le gestionnaire du réseau de transport d'électricité. Reste à trouver le bon « réglage » pour ne pas faire vaciller la filière du photovoltaïque.
Les futurs parcs solaires vont-ils réellement devenir, dès leur inauguration, des actifs en grande partie échoués en raison de leur très faible taux d’utilisation lié au trop grand décalage entre la production d’un côté et la consommation électrique de l’autre ? C’est ce que redoutait Vincent Berger, le Haut commissaire à l’énergie atomique (HCEA) dans une note remise aux pouvoirs publics au cœur de l’été. Laquelle aurait joué un rôle clef dans la décision de François Bayrou, alors Premier ministre, de suspendre, in extremis, la publication de la feuille de route énergétique de la France, espérée de longue date.
Alors que cette fameuse trajectoire énergétique (PPE) se fait toujours attendre, la mise à jour des projections du gestionnaire du réseau de transport d’électricité (RTE), qui font référence pour l’élaboration des politiques énergétiques, était très attendue. Alors qu’en 2022 la France s’inquiétait de manquer d’électricité pour répondre à la demande, la situation s’est, depuis, diamétralement inversée. L’Hexagone cherche désormais à sortir d’un épisode de surcapacité à l’heure où la consommation demeure atone tandis que la production continue de croître : le parc atomique est sorti d’une crise sans précédent lié à des problèmes de corrosion, la production des barrages hydrauliques s’est rétablie après le creux historique de 2022, et l’énergie solaire ne s’est jamais déployée aussi vite. De sorte que la France dispose désormais d’une marge considérable de l’ordre de 120 térawattheures (TWh), soit le quart de la consommation électrique totale du pays en 2024.
Le rythme retenu initialement dans la PPE conduirait à des suréquipements
L'actualisation des trajectoires était autant attendu que sensible tant l’écart avec les prévisions d’il y a deux ans est important (60 TWh entre les fourchettes hautes de 2023 et de 2025). A l’occasion de sa présentation, mardi dernier, les dirigeants de RTE ont marché sur des œufs et pris de multiples précautions, préférant les expressions « d’abondance » et de «suréquipements » aux termes surcapacité et actifs échoués. Par ailleurs, les débats sur la place des énergies renouvelables et du nucléaire dans le futur mix électrique de la France sont devenus explosifs et éminemment politiques. Les arguments technico-économiques recommandant de lever le pied sur le déploiement du photovoltaïque pourraient alimenter le discours du Rassemblement national, farouchement opposé aux énergies renouvelables intermittentes. Celles dont la production dépend des conditions météorologiques.
Si RTE n’emploie pas les mêmes expressions, son analyse se rapproche de celle de Vincent Berger. En effet, dans son rapport, le gestionnaire alerte sur les risques du scénario R4, lequel propose un déploiement des actifs solaires à un rythme de 5 gigawatts (GW) par an jusqu’en 2030, puis de 7 GW par an en 2035. Ce qui correspond, ni plus ni moins, à la trajectoire initialement fixée dans la PPE dont la publication a été stoppée à la dernière minute cet été. Le rythme R4 « est de nature à engendrer des suréquipements », a indiqué Thomas Veyrenc, le directeur général de RTE, devant les journalistes. « Une situation qui n’est pas celle dans laquelle nous nous trouvons aujourd’hui », a-t-il toutefois ajouté. « Le rythme R4 apparaît facteur de surcoûts significatifs, particulièrement dans une trajectoire de décarbonation lente en 2030 », précise le document. Ce qui signifie bien qu’il y aurait aussi des surcoûts dans le cas d’une trajectoire de décarbonation rapide.
Mais RTE écarte aussi le scénario R1 correspondant à un rythme de déploiement du solaire à hauteur de 1 GW par an. Celui-ci est jugé «insuffisant pour alimenter les besoins d’une trajectoire de décarbonation rapide à horizon 2035 ». « On retomberait alors dans des problèmes de résilience et de crainte de pénurie », a prévenu Thomas Veyrenc. Ce qui engendre également des surcoûts pour le système. De l’ordre de 40% pour la seule année 2022, lors de la crise de sous production.
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Réduire de 40 à 60% le rythme de déploiement du solaire
Restent les deux scénarios intermédiaires : R2 et R3, s’appuyant sur un rythme respectif de 2,5 et 3,5 GW d’ajout de nouvelles capacités solaires par an. Ce qui correspond à un net ralentissement de la vitesse de déploiement des panneaux photovoltaïques (-58% pour R2 et -40% pour R3) puisque sur la seule année 2025, la France devrait compter 6 GW de nouvelles capacités solaires raccordées.
Procéder à ce « réglage » reviendrait à brider significativement la machine à signer de nouveaux contrats dans la mesure où, selon RTE, 10 GW de projets solaires disposent d’ores et déjà du « triple sésame » : un accès au réseau, un soutien public et l’autorisation environnementale. De quoi nourrir les capacités annuelles recommandées pendant près de trois ans, si la trajectoire R3 était retenue dans la PPE, et pendant quatre ans au rythme de la trajectoire R2. Seul moyen de ralentir la machine : revoir à la baisse le mécanisme de soutien public. Ce sur quoi planchent Jean-Bernard Levy, ancien PDG d’EDF, et Thierry Tuot, ancien président de la Commission de régulation de l’énergie, tous deux mandatés par l’exécutif.
Des actifs appelés à moduler davantage
Du côté de la filière, on relativise ce risque d’actifs échoués. « En 2024 et 2025, nos parcs solaires ont fonctionné entre 15 et 20% du temps », rapporte un développeur. Un niveau proche des moyennes observées sur le marché. Les arrêts de production liés aux épisodes de prix négatifs n'auraient joué qu’à hauteur de 2 points de pourcentage et selon les projections de cette entreprise, les actifs solaires devraient se comporter, peu ou prou, de la même manière en 2026. En revanche, ce développeur ne se prononce pas sur les années suivantes.
Or, ces modulations à la baisse devraient largement s’accentuer. RTE appelle, en effet, à étendre le gisement de flexibilité de la production jusqu’aux installations d’un mégawatt, alors que ce mécanisme se limitait jusqu’à présent aux parcs d’une puissance supérieure ou égale à dix mégawatts. Ces arrêts devront, par ailleurs, être davantage coordonnés. De son côté, le Haut commissaire à l’énergie atomique (HCEA) estime que les nouvelles installations ne pourront produire que marginalement, lorsque le soleil est bas : le matin, le soir et l’hiver. Notamment parce que les réacteurs du parc nucléaire ne pourront pas moduler au-delà d'un certain seuil.
Maintenir un rythme minimum pour préserver les emplois
Cette relative confiance du secteur n’empêche pas les acteurs d’anticiper un net ralentissement de la cadence. « Il faut adapter la filière, en privilégiant notamment les grosses installations solaires plus pilotables et moins chères à raccorder, mais pas l’arrêter totalement. Il faut maintenir un minimum d’activité pour préserver les emplois », estime un développeur. Selon lui, « déployer un gigawatt par an est le minimum pour ne pas ébranler la filière ». « Si l'on met la filière en pause, il y aura un trou dans cinq ans, quand la demande électrique sera bien là », ajoute Corentin Sivy, spécialiste des projets éoliens et solaires. Celui-ci attend de pied ferme « un plan d'électrification » du gouvernement.
RTE recommande d'ailleurs de manier « avec proportionnalité » le levier du ralentissement du rythme des installations renouvelables, notamment du petit solaire. « Parce que les industries détestent les stop and go », a rappelé Xavier Piechaczyk. Par ailleurs, « ces éventuels ralentissements ou réglages temporaires ne doivent pas mettre en péril ces filières industrielles car elles sont en train de relocaliser une partie de leur industrie manufacturière sur le sol européen et sur le sol français ». Le président de RTE pointe enfin la nécessaire articulation du temps court et du temps long. « L'épisode actuel ne doit pas conduire la France a donné trop de préférence au présent au risque d'hypothéquer la résilience retrouvée du système électrique nationale fondée sur la complémentarité ».« Passer cet épisode de surcapacité transitoire suppose des compromis », a-t-il conclu. Reste à placer le curseur au bon endroit
Une électrification rapide : un levier économiquement efficace, mais incertain Deux leviers permettront de sortir de cet épisode de surcapacité : réussir la stratégie d’électrification via la concrétisation rapide de projets de décarbonation d’un côté et ralentir le déploiement des énergies renouvelables, notamment solaires, de l’autre. Selon RTE, le premier levier est trois fois plus efficace sur le plan économique que le second, consistant à passer de 3,5 gigawatts à 2,5 gigawatts de nouvelles capacités solaires par an. Toutefois, une décarbonation rapide, hautement souhaitable pour la lutte contre le réchauffement climatique et qui se traduirait par une hausse de la demande d’électricité, « ne se décrète pas », alertent plusieurs experts. Ainsi, si cette trajectoire est considérée comme « accessible » par RTE au regard des discussions qu’il mène actuellement avec ses clients industriels, celle-ci n’est pas garantie. Pour positionner la France sur cette trajectoire, le gestionnaire table notamment sur la concrétisation d’une partie des 30 gigawatts (GW) de droit d’accès au réseau d’ores et déjà contractualisés par des industriels. Mais, pour l’heure, très peu de projets ont fait l’objet d’une décision finale d’investissement. « Tout va se jouer au cours des prochains trimestres », affirme Thomas Veyrenc.
