Documentaire et Vérité

Des chercheurs ont cartographié plus de 140 000 installations solaires dans le monde afin d’évaluer la quantité perdue sous l’effet de la pollution. En 2023, les aérosols, ces minuscules particules en suspension, auraient réduit la production solaire mondiale de 5,8 %, soit 111 TWh d’électricité perdue. Le phénomène est particulièrement marqué en Chine, où capacités solaires et centrales à charbon se sont développées en parallèle, souvent dans les mêmes zones. Les chercheurs soutiennent que cela met en évidence une «interaction jusque-là non reconnue» entre l’utilisation de combustibles fossiles et les énergies renouvelables, où les émissions d’un système ont un impact direct sur la performance de l’autre. Ces pertes représentent une contrainte importante et souvent négligée sur la transition énergétique propre. Entre 2017 et 2023, les nouvelles installations photovoltaïques ont ajouté en moyenne 246,6 TWh d'électricité chaque année, tandis que les pertes liées aux aérosols provenant des systèmes existants ont atteint 74 TWh par an. Ainsi, près d’un tiers des gains annuels apportés par les nouvelles capacités aurait déjà été absorbées par la pollution atmosphérique. Par ailleurs cette nouvelle étude menée par l'Université d'Oxford rappelle qu’installer du renouvelable ne signifie pas mécaniquement fermer du fossile… « Les gains climatiques dépendent du fait que l’électricité solaire se substitue à la production fossile, au lieu de simplement s’y ajouter. Dans les faits, ce processus de substitution s’est révélé extrêmement inefficace. Certaines estimations suggèrent qu’à l’échelle mondiale, plus de six unités d’énergie renouvelable peuvent être nécessaires pour remplacer une seule unité d’énergie fossile. Cette inefficacité reflète largement la hausse continue de la demande énergétique globale ainsi que la dépendance structurelle aux infrastructures fossiles. » Le co-auteur de l’étude, le Dr Chenchen Huang, affirme que les conclusions du rapport envoient un «avertissement clair» selon lequel négliger les pertes d’énergie solaire induites par la pollution peut conduire à une «surestimation systématique de la production d’énergie renouvelable par les gouvernements, les entreprises et la communauté au sens large». researchgate.net/publication/40… Notamment cité par Bloomberg et Euronews: euronews.com/2026/05/15/blo…

Merci pour ces précisions, à la fois claires, étayées et sincèrement utiles. L’expression “quasiment vente à perte”, qui me vaut depuis ce matin de longues explications, était certainement exagérée si elle laisse entendre une perte comptable transaction par transaction. Sur ce point, la nuance est légitime. Mais cela ne fait pas disparaître le problème de fond. RTE indique bien deux valorisations très différentes : 5,4 Md€ au prix français, soit environ 59 €/MWh, et environ 9 Md€ si l’on valorisait ces mêmes exportations au prix moyen des pays importateurs, soit 101,5 €/MWh. Cet écart ne parait pas anecdotique, disant bien quelque chose de la valeur créée par l’électricité française dans les systèmes voisins. Si la valeur créée par la disponibilité d’un parc pilotable bas-carbone ne revient pas entièrement à l’outil industriel qui rend cette disponibilité possible, alors le vrai sujet me semble surtout être de savoir si le marché européen rémunère correctement, dans la durée, les fonctions de stabilité, de disponibilité et de sécurité d’approvisionnement assurées par les moyens pilotables français. Et suédois d’ailleurs, puisqu’ils posent peu ou prou la même question. Personne ne conteste l’utilité des interconnexions. Sans elles, la situation serait évidemment plus coûteuse. Mais la question politique demeure : peut-on durablement faire fonctionner un marché harmonisé avec des politiques énergétiques nationales profondément divergentes ? Certains pays conservent des moyens pilotables lourds et coûteux, quand d’autres organisent une part croissante de leur système autour de productions intermittentes dont les excédents et les tensions sont mutualisés via les réseaux. C’est cette asymétrie que je tente surtout de pointer, notamment à l’appui du papier de Dominique Finon, que vous avez d’ailleurs déjà commenté. Mais bizarrement on me reprend surtout sur le mot "à perte". Même si nous ne sommes pas d'accord sur de nombreux points, je vous remercie de votre patience, de votre rigueur et de la pédagogie dont vous faites preuve.

1/ Non, la France n’a pas exporté son électricité “quasiment à perte”. Le raisonnement part d’un chiffre vrai — 92,3 TWh nets exportés en 2025 — pour raconter à peu près n’importe quoi sur les coûts, les rentes de congestion et les interconnexions. 2/ RTE dit même explicitement l’inverse. En 2025, les exports français valent 5,4 Md€ au prix français, mais de l’ordre de 9 Md€ au prix moyen des pays vers lesquels la France exporte. RTE conclut : la France n’a pas “bradé” son électricité. 🔗 analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electriq… 3/ Le calcul “5,4 Md€ / 92,3 TWh = 58,5 €/MWh donc vente à perte” est bancal. Déjà, RTE donne 59 €/MWh pour le MWh exporté valorisé au prix français, proche du prix spot moyen français de 61 €/MWh. Valorisé au prix moyen des pays importateurs, il monte à 101,5 €/MWh. 🔗 analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electriq… 4/ Ensuite, comparer ce 59 €/MWh au coût complet nucléaire CRE ne démontre pas une “perte”. La CRE retient 60,3 €2026/MWh pour 2026-2028. Mais c’est un coût complet régulatoire futur, pas un coût marginal, pas un prix d’achat, pas un seuil de rentabilité horaire de chaque MWh exporté. Source : CRE, Évaluation des coûts complets de production de l’électricité au moyen des centrales électronucléaires historiques pour la période 2026-2028, section 10.1, p. 202. 5/ Ce coût complet inclut notamment la rémunération du capital. La CRE retient un CMPC nominal avant impôt de 9,1 %. La rémunération de la VNC du parc représente 13,8 €2026/MWh sur 2026-2028, et le coût de portage du stock 2,7 €2026/MWh. Source : CRE, même rapport, section 1.6, p. 20 ; section 8.2.5, p. 166 ; section 10.1, p. 202. 6/ Donc non : “58,5 < 60,3” ne signifie pas “vente à perte”. On compare une valorisation moyenne annuelle des exports 2025 avec un coût complet futur incluant rémunération du capital, amortissements, exploitation et briques régulatoires. Ça n’a rien d’une démonstration de perte transaction par transaction. 7/ Même l’expression “vente à perte” est trompeuse. La revente à perte, au sens DGCCRF, vise la revente d’un produit en l’état sous son prix d’achat effectif. EDF ne revend pas un produit acheté en l’état : elle produit de l’électricité, heure par heure, dans un système non stockable. 🔗 economie.gouv.fr/dgccrf/les-fic… 8/ Économiquement, la bonne question n’est pas : “le prix moyen exporté est-il supérieur à un coût complet moyen ?” La bonne question est : quelle était l’alternative au MWh exporté à cette heure-là ? Consommer en France ? Stocker ? Moduler ? Écrêter ? Vendre encore moins cher ? 9/ Quand le système est excédentaire, l’export n’est pas un vol : c’est souvent la manière de valoriser une production qui aurait autrement moins de valeur. RTE rappelle d’ailleurs que 23 % des volumes exportés en 2025 l’ont été à plus de 90 €/MWh, et 13 % à moins de 10 €/MWh. Le sujet est horaire, pas une moyenne bricolée. 🔗 analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electriq… 10/ Sur les rentes de congestion, le tweet mélange encore tout. Oui, si deux zones ont des prix différents et que l’interconnexion est saturée, le producteur vend au prix de sa zone. L’écart de prix génère une rente de congestion pour les gestionnaires de réseau. Mais cette rente n’est pas une “valeur nucléaire volée à EDF”. 11/ Une rente de congestion vient de la rareté de capacité d’interconnexion, pas seulement de la centrale qui produit. Elle rémunère une contrainte de réseau. Il est donc logique qu’elle soit affectée aux gestionnaires de réseau, puis encadrée par le régulateur. 12/ En France, la CRE indique que RTE a collecté 2 050,3 M€ de recettes brutes de congestion en 2025 aux frontières avec les pays de l’UE, dont 969,2 M€ sur France-Italie. Mais RTE a aussi engagé 1 590,5 M€ de coûts prioritaires liés à ces objectifs. Source : CRE, Rapport du 7 avril 2026 portant sur l’utilisation des recettes tirées de la congestion en 2025, section 2.1, p. 3-4. 13/ L’excédent net n’est donc pas “1,674 Md€ de manne pour RTE”. La CRE calcule un excédent de 459,7 M€ en 2025. Et cet excédent vient en déduction du TURPE, donc des tarifs d’accès au réseau. Source : CRE, Rapport du 7 avril 2026 portant sur l’utilisation des recettes tirées de la congestion en 2025, section 3, p. 6. 14/ Là encore, le récit “ça ne finance pas les EPR donc c’est scandaleux” confond deux poches. RTE finance le réseau. EDF finance la production. On peut défendre une régulation nucléaire, des contrats long terme ou des CAPN. Mais siphonner les rentes de congestion du réseau n’est pas une politique nucléaire. 15/ Le cas italien ne démontre pas un pillage de la France. Il démontre plutôt l’intérêt économique des interconnexions. RTE indique que la France a exporté 26,2 TWh nets vers l’Italie en 2025, un record historique, avec un prix moyen italien de 116 €/MWh contre 61 €/MWh en France. 🔗 analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electriq… 16/ Sans interconnexion avec l’Italie, cette valeur n’existe pas. On ne “récupère” pas magiquement le prix italien pour le consommateur français. On perd simplement un débouché très rémunérateur pour une production française excédentaire. 17/ Même chose avec l’Allemagne et la Belgique. RTE indique un solde exportateur de 23,1 TWh vers la région Core en 2025. En fin d’année, les exports ont été exceptionnellement élevés à cause d’une production renouvelable faible en Allemagne et d’une production décarbonée élevée en France. 🔗 analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electriq… 18/ Mais les échanges sont horaires. RTE note aussi que la France a importé depuis Allemagne-Belgique en milieu de journée pendant près de 40 % des journées de 2025, contre 7 % de 17h à 8h. C’est exactement le fonctionnement d’un système interconnecté : on échange selon les heures. 🔗 analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electriq… 19/ La note transforme ensuite la modulation nucléaire en catastrophe mécanique. Là aussi, prudence. La CRE rappelle que les volumes de modulation économique observés en 2024 ont déjà été atteints par le passé dans un contexte sans énergies renouvelables, et que les ENR n’ont historiquement pas été la principale cause des modulations. Source : CRE, Évaluation des coûts complets de production de l’électricité au moyen des centrales électronucléaires historiques pour la période 2026-2028, section 1.2, p. 10. 20/ Cela ne veut pas dire qu’il n’y a aucun sujet. La CRE écrit aussi que l’équilibre offre-demande européen pourrait créer une situation nouvelle en volume et fréquence de modulation. Mais passer de “il y a un enjeu de flexibilité” à “les ENR allemandes détruisent le nucléaire français” est un saut rhétorique. 21/ Même RTE est beaucoup plus nuancé. Il explique que les échanges permettent de tirer profit des différences de profils de consommation et de production renouvelable, tout en reconnaissant que la corrélation des productions renouvelables peut limiter les débouchés et conduire à de la modulation. 🔗 analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electriq… 22/ Sur le paquet réseau, il y a un vrai débat. La proposition de réserver 25 % des rentes de congestion à certains projets européens communs est contestable. CEER met d’ailleurs en garde contre le ring-fencing et la redistribution des revenus de congestion entre juridictions. 🔗 ceer.eu/news/ceer-view… 23/ Mais un vrai désaccord sur le paquet réseau ne valide pas le reste du récit. On peut contester une règle européenne de financement des réseaux sans inventer une exportation “à perte”, sans confondre rente de congestion et rente nucléaire, et sans prétendre que toute interconnexion serait un canal de parasitage allemand. 24/ Le fond du sujet est beaucoup plus sérieux. La France a aujourd’hui une production électrique abondante, très bas-carbone, compétitive, et exportatrice. RTE dit que c’est une opportunité pour électrifier l’économie et réduire les imports fossiles, qui ont encore coûté 53 Md€ en 2025. 🔗 analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electriq… 25/ Le vrai enjeu politique n’est donc pas “fermer les frontières électriques”. C’est : comment faire bénéficier les consommateurs français de l’avantage nucléaire et hydraulique tout en gardant les gains des échanges européens ? 26/ Réponse : régulation nucléaire, contrats de long terme, électrification, flexibilités, stockage, effacement, adaptation des soutiens aux ENR, surveillance des marchés, et affectation intelligente des rentes de congestion. Pas besoin de raconter que la France vend son nucléaire à perte. 27/ En résumé : exportations record ≠ vente à perte ; coût complet CRE ≠ coût marginal horaire ; revente à perte DGCCRF ≠ production d’électricité ; rente de congestion ≠ rente nucléaire volée ; interconnexion ≠ subvention automatique à l’Allemagne. 28/ La France n’a pas “bradé” son électricité en 2025. Elle a exporté massivement parce que son parc bas-carbone fonctionnait bien, que sa consommation restait contenue, et que ses voisins avaient souvent une électricité plus chère. C’est plutôt une bonne nouvelle.

La France a en 2025 connu un record d’exportations d’électricité : 92,3 TWh. Pourtant la valorisation totale de ces exportations n’a atteint que 5,4 milliards d’euros, soit environ 58,5 €/MWh. Or la CRE estime le coût du nucléaire historique français autour de 60 €/MWh pour les prochaines années. En d’autres termes, la France exporte massivement… mais quasiment à perte. Lorsque le vent souffle abondamment ou que le soleil produit massivement, les prix allemands s’effondrent et les surplus se déversent vers les réseaux voisins. Mais lorsque le vent tombe et que le solaire disparaît, l’Allemagne importe à grande échelle l’électricité pilotable produite ailleurs, notamment en France ou en Scandinavie. ▶️ C’est ici qu’intervient une mécanique largement méconnue. Sur le marché européen, lorsque les prix divergent entre deux pays interconnectés, le producteur exportateur ne capte pas l’écart. Il vend son électricité au prix de son marché local, non au prix du pays acheteur. La rente de congestion est ensuite partagée entre les gestionnaires de réseaux des deux côtés de la frontière. ▶️ Le cas italien l’illustre parfaitement cette situation. En 2025, la frontière avec la France, pourtant exportatrice nette, aurait généré 962,54 millions d’euros de rentes de congestion brutes, directement captées par le gestionnaire du réseau italien. Même amputée de moitié, cette manne représente 1,674 milliard d’euros pour RTE en 2025. Mais elle ne peut pas servir à financer de nouveaux réacteurs nucléaires car elle doit être affectée au développement du réseau. Ainsi la valeur créée par la disponibilité du parc nucléaire français ne revient pas à l’outil industriel qui permet cette disponibilité, elle alimente d’abord les infrastructures d’échange. ▶️ Plus inquiétant encore, les interconnexions commencent à transmettre non seulement l’électricité, mais aussi les désordres des systèmes voisins. À partir d’un certain seuil d’énergies intermittentes, les marchés électriques deviennent structurellement plus instables. Les heures de prix très bas, nuls ou négatifs se multiplient. Lorsque les prix chutent fortement sous l’effet des surplus renouvelables allemands, EDF est contrainte de moduler davantage ses réacteurs, voire parfois de réduire fortement leur production. Cette modulation accélère l’usure des installations, réduit leur rentabilité et complique encore le financement des futurs investissements nucléaires. ▶️ Et la situation pourrait encore s’aggraver avec le futur « paquet réseau » porté par la Commission européenne. Bruxelles souhaite accélérer massivement le développement des interconnexions afin d’augmenter les capacités d’échange entre États membres, et de s’arroger le pouvoir d'imposer aux Etats-membres des interconnexions additionnelles en court-circuitant les choix nationaux. La Commission envisagerait ainsi de prélever 25 % des rentes de congestion pour financer des projets communs, précisément destinés à permettre aux pays fortement dotés en EnRi d’évacuer leurs surplus. Derrière le vocabulaire rassurant de l’intégration apparaît une réalité plus conflictuelle, que l'économiste Dominique Finon résume ainsi : « Les interconnexions conçues pour assurer la solidarité technique entre les systèmes européens tendent à devenir un canal de déversement des productions excédentaires solaires et éoliennes des uns vers ceux qui ont un système décarboné à dominante nucléaire et hydraulique. » ⏯️ Au fond, le débat dépasse la seule question technique des réseaux et pose une interrogation beaucoup plus profonde : une Europe électrique peut-elle fonctionner durablement si certains pays conservent des moyens pilotables pendant que d’autres organisent leur système autour d’une intermittence massive rendue supportable grâce aux voisins ? Merci à @EricSartori3 et à sa note 🔽 piebiem.webnode.fr/l/surproductio…

Depuis 2011, la France réduit la part des fossiles au rythme d’environ 0,5 point par an. Pour tomber sous 40 % en 2030, il faudrait multiplier la cadence par près de quatre. En volume, même vertige : les fossiles ont baissé d’environ 1,5 % par an depuis 2012, il faudrait passer à 7,5 % par an. Il ne faudrait donc pas accélérer mais littéralement changer de régime physique. Le slogan « moins de 40 % en 2030 » suppose donc simultanément une baisse accélérée de la consommation totale, une électrification très rapide des transports, une mutation massive du chauffage, une décarbonation industrielle lourde, et des infrastructures prêtes à temps. Pour atteindre moins de 40 % en 2030, il faudrait aussi que la France accomplisse en six ans une transformation que les pays les plus avancés ont réalisée sur plusieurs décennies, souvent avec des avantages naturels que nous n’avons pas, ou avec une discipline énergétique que nous n’avons plus. « Les promesses n’engagent que ceux qui les écoutent. » …stiques.developpement-durable.gouv.fr/edition-numeri…

@Emericdevigan Ok, mais peut on durablement mutualiser les conséquences de choix énergétiques divergents sans mutualiser aussi les responsabilités, les coûts de stabilité et les exigences de sécurité d’approvisionnement ? C’est cette asymétrie que je tente de pointer. telos-eu.com/fr/economie/de…

@DocuVerite La question est celle de la non harmonisation des politiques énergétiques face à un marché harmonisé. Mais en pratique, même dans la situation actuelle, sans interco nous serions dans une situation infiniment couteuse.

Les intercos c'est aussi - et surtout - un débouché pour de la production largement à couts fixes. Sinon on ferait quoi des réacteurs nucléaires ?

@GoldbergNic J'avoue ne pas trop aimer jouer les policiers. La plupart des politiques racontent n'importe quoi, sur l'énergie comme sur le reste, je ne m'amuse guère qu'à répertorier quelques énormités des verts. Merci tout de même pour ces quelques débuts de réponse...

@DocuVerite Voilà. Pas d'angélisme vis à vis des politiques européennes, pas n'importe quoi non plus. Et si 58,5€/MWh c'est bas pour vous, vous pouvez vous intéresser à un certain candidat qui propose que le nucléaire soit vendu "à prix français régulé à 50€/MWh". Je le dénonce. Et vous?

Nouveau mensonge de @DocuVerite : en exportant à 58,5€/MWh, la France n’exporte pas son nucléaire à perte et fait au contraire de beaux bénéfices Car 60€/MWh pour le nucléaire, c’est avec une rémunération du capital de + de 9%. À 58,5 €/MWh, les bénéfices sont toujours là

C'est vous qui attaquez le messager, enfin bref. Je vous remercie paradoxalement de me forcer à être plus rigoureux dans mes expressions. Mais vous me permettrez également de remarquer que vous n'évoquez pas les autres arguments développés dans le post que vous commentez, et que vous répondez à un détail de formulation sans traiter le fond de la critique... Considérez-vous sincèrement que l’architecture actuelle du marché de l’électricité maximise les intérêts industriels et énergétiques français sur le long terme ? Quel est votre avis sur le « paquet réseau » actuellement discuté par la Commission ? Pensez-vous qu’un système reposant de plus en plus sur des prix négatifs, une modulation accrue du nucléaire et des exportations massives à faible valorisation constitue un équilibre durable ? Considérez-vous normal que la France fournisse une capacité pilotable critique tout en ne captant qu’une partie limitée de la valeur créée lors des tensions sur les marchés voisins ? Estimez-vous que les mécanismes rémunèrent comme il se doit les fonctions de stabilité et de sécurité d’approvisionnement assurées par le nucléaire français ? En toute honnêteté, je serais curieux de savoir...

@DocuVerite On voit la tentative d'attaquer le messager plutôt que le fond qui pointe effectivement votre "erreur" La neutralité, la voilà : vous dites qu'en exportant à 58,5€/MWh, le nucléaire est vendu à perte ou quasiment à perte. C'est faux. Et contesté par les sources que vous publié

Je ne doute pas que vous connaissiez ces publications. Je constate simplement que votre lecture semble désormais si alignée avec les intérêts et les éléments de langage du secteur que votre revendication de neutralité devient difficile à prendre au pied de la lettre. Mon propos n’est pas de tronquer la source, mais de contester la conclusion rassurante que vous en tirez.

@DocuVerite Vous ne me transmettez rien, je connais ces publications, merci. Chacun son métier. Le mien concerne l'énergie, le vôtre est de répandre des narratifs dans le cas présent contredits par les mêmes sources que vous publiez... à condition de ne pas les tronquer. Bonne journée.

@GoldbergNic Merci de m'apprendre ce que je vous transmets... C'est justement cette conclusion que je discute autour du post que vous commentez... Waouh, la démonstration

@DocuVerite Et voici la phrase suivante que vous avez tronquée dans la copie d'écran partagée. L'exact inverse de ce que vous dite : "la France n’a pas « bradé » son électricité : elle a exporté presque en permanence sa production compétitive et excédentaire" x.com/GoldbergNic/st…

@GoldbergNic Aucun mensonge, je dis explicitement " la France exporte massivement… mais quasiment à perte." Si les mots ont encore un sens...

@DocuVerite Bonjour. Nulle insulte dans mon post. Un mensonge est un mensonge. En exportant à 58,5€/MWh, la France n'exporte pas son nucléaire à perte comme vous l'avez explicitement écrit. Merci donc de corriger. Ou d'assumer votre duperie sans prétendre à l'insulte.

Entre 2020 et 2025, les prix de l’électricité payés par les petits consommateurs ont explosé partout en Europe. Mais la France demeure en dessous de ses voisins. Même fragilisé, le système français conserve encore les traces d’une ancienne puissance industrielle. Mais c’est là que commence le problème, car ce graphique décrit autant un avantage historique qu’un équilibre précaire. Car depuis plusieurs années, EDF accumule les contradictions. Le groupe doit simultanément : - prolonger la durée de vie du parc existant - construire une nouvelle génération d’EPR2 - investir dans les renouvelables - maintenir des prix acceptables - financer des dizaines de milliards d’euros de maintenance - tout en absorbant les injonctions contradictoires de l’État et de Bruxelles. Pour mener à bien ses missions EDF s’est progressivement transformée en une structure lourde, complexe et parfois paralysée par ses propres procédures. Plusieurs anciens dirigeants décrivent ainsi une entreprise où l’empilement administratif ralentit tout, avec contrôles, validations, documentation, reporting, normes internes, arbitrages interminables... Le chantier nucléaire en donne des exemples très concrets. Le nouveau design des réacteurs vise désormais à réduire le nombre de modèles de portes d’environ 300 à 100, et les types de tuyauteries de plus de 400 à 256. Son PDG Bernard Fontana lui-même racontait récemment qu’un fournisseur ne pouvait livrer une pièce terminée depuis un mois parce qu’il lui restait… 15 000 pages de documentation à compléter. À cela s’ajoute une dimension profondément politique. Jean-Paul Bouttes, ancien directeur de la stratégie du groupe, décrit EDF comme « le fruit du communisme et du gaullisme ». Son immense masse salariale exerce une influence politique considérable. Les salariés ne peuvent pratiquement pas être licenciés sauf faute grave. Les quelque 200 000 employés du groupe bénéficient d’une électricité fortement subventionnée et 1 % du chiffre d’affaires annuel d’EDF finance des activités sociales : colonies de vacances, locations touristiques, billets à tarif réduit, etc. Cela crée un esprit de corps puissant, mais aussi une organisation très résistante aux remises en cause. Dès lors, toute tentative de réforme du groupe devient rapidement explosive. Ce contexte rend encore plus redoutable le défi consistant à maîtriser les coûts, perfectionner les nouvelles technologies et achever, dans la prochaine décennie, six nouveaux réacteurs en France ainsi que quatre au Royaume-Uni. Pendant ce temps, les concurrents avancent. Les Chinois construisent désormais des réacteurs à une vitesse industrielle que l’Europe a presque oubliée. Les Sud-Coréens remportent des contrats internationaux. Bénéficiant du legs nucléaire du XXe siècle, la France conserve encore un avantage énergétique réel par rapport à plusieurs grands voisins européens. Mais cet avantage devient de plus en plus dépendant de la capacité d’EDF à accélérer les chantiers et stabiliser enfin une stratégie énergétique cohérente sur plusieurs décennies. Reste donc à savoir si une entreprise aussi politique, aussi protégée et aussi chargée d’injonctions contradictoires peut retrouver la simplicité d’exécution industrielle qui avait fait sa force. ft.com/content/4c4867…

"En 2024, l’UE a importé pour 14,6 milliards d’euros de produits liés aux énergies vertes, dont 11,1 milliards pour les seuls panneaux solaires. La Chine en a été de loin le premier fournisseur, représentant 98 % de ces importations." "L’UE présente désormais le solaire comme « l’étoile brillante » de la transition énergétique européenne, puisqu’il a couvert près d’un quart (23,4 %) de la consommation d’électricité en 2024. En juin dernier, le soleil a été la principale source d’électricité produite dans l’UE." "« Les fabricants chinois ont atteint une échelle et des niveaux de coûts qui ne peuvent pas être égalés hors de Chine », explique à Euronews Earth Jannik Schall, de la start-up cleantech 1KOMMA5°." « Il existe des usines dans d’autres pays, y compris en Europe, mais elles se concentrent uniquement sur l’assemblage final des panneaux solaires et ne peuvent pas rivaliser avec la Chine en matière de coûts. »" La politique de dumping chinois conduit "les entreprises à vendre en dessous de leurs coûts. Un rapport de l’AIE publié l’an dernier indique que les entreprises solaires basées en Chine ont accumulé des pertes nettes d’environ 5 milliards de dollars (4,3 milliards d’euros) depuis le début de l’année 2024." Et maintenant les prix vont augmenter... qui aurait pu prévoir...

@a_2ni @BertilleBayart Est-ce qu'ils sont au courant de comment ça marche ?

Ce projet de Bruxelles qui risque d’exclure le nucléaire pour les data centers « Il est de notoriété publique que les fonctionnaires de la Direction générale de l’Énergie sont, pour la plupart, hostiles au nucléaire » par @BertilleBayart lefigaro.fr/societes/ce-pr…

En 2025, le taux de prélèvement obligatoire était de 43,6 %, pourtant en 1983, le président François Mitterrand annonçait que « 44% de prélèvements obligatoires c’est trop. (…) Trop d’impôt, pas d’impôt. On asphyxie l’économie, on limite les énergies... »

Les prix négatifs créent une forte incitation théorique à investir dans le stockage. Mais + on installe de batteries, + elles absorbent les surplus aux mêmes heures, donc + elles font remonter les prix négatifs et réduisent l’écart de prix dont dépend leur rentabilité. C’est l’autocannibalisation du stockage.... D’où le paradoxe faisant que les prix négatifs rendent le stockage nécessaire, mais pas toujours suffisamment rentable sans mécanismes complémentaires...

@DocuVerite Quel est l'effet des prix négatifs sur l'incitation à investir dans le stockage?

+ il y a de panneaux solaires, + tous produisent simultanément, + les prix s’effondrent au même moment, et + la valeur économique du solaire diminue. Les contribuables paient donc 2 fois. D’abord pour financer l’essor du photovoltaïque via subventions et tarifs garantis, puis pour indemniser les producteurs lorsqu’on leur demande… d’arrêter de produire. En Allemagne ce type de compensations a représenté 435 millions d’€ en 2025. L’Europe a ainsi inventé une étrange économie où l’on subventionne simultanément la production et la non-production. ▶️ Le succès technique du photovoltaïque continue de fragiliser son propre modèle économique, à s'auto-cannibaliser. Les exploitants sont donc de + en + contraints de couper leurs installations pendant les heures de pointe. Ce phénomène, appelé curtailment, explose partout en Europe. En Espagne, environ 16 % de la production solaire aurait déjà été bridée au premier trimestre 2026, soit deux fois plus qu’un an plus tôt. En Allemagne, on serait passé d’environ 7 % à 13 %. ▶️ Les marchés en tirent déjà les conséquences. Après une décennie de records, BloombergNEF anticipe désormais un ralentissement des nouvelles installations solaires européennes jusqu’au milieu des années 2030. Les hypothèses financières qui rendaient ces projets irrésistibles pendant la crise énergétique vacillent. « Les prix négatifs et le curtailment détruisent les rendements », reconnaît Axel Thiemann, patron de Sonnedix. Car installer des panneaux est une chose, construire un système électrique capable d’absorber massivement une production intermittente en est une autre. Comme l’a résumé Leonhard Birnbaum, patron d’E.ON pour Bloomberg: « Des panneaux solaires qui ne peuvent pas injecter leur électricité dans le réseau ne compensent pas une seule tonne de CO₂... » bloomberg.com/news/articles/…