Ce que révèlent les derniers rapports sur le vrai coût des renouvelables

Le gouvernement continue d'avancer sans vraiment de boussole, malgré des signaux qui virent au rouge.

Trois rapports sur la situation énergétique de la France, publiés cette première quinzaine de juillet, méritent que l’on se penche non pas tant sur la composition du bouquet - doit-on construire plus d’éoliennes et poser plus de panneaux solaires ou construire plus d’EPR - que sur la méthodologie de la planification énergétique française.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a, ce 15 juillet, publié sa première évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2027 et sa réévaluation pour 2026. Les charges de service public sont les sommes que dépense l’Etat, vous donc, via les impôts et une partie de l’accise sur l’électricité, une taxe intégrée à votre facture, pour venir majoritairement en soutien aux énergies renouvelables.

Rappelons que l'État garantit aux producteurs d'énergies renouvelables un tarif d'achat fixe pour leur électricité, via deux dispositifs : l'obligation d'achat et le complément de rémunération. Lorsque le prix de marché de l'électricité est inférieur à ce tarif garanti, l'État verse la différence au producteur. A l'inverse, si le prix de marché dépasse le tarif garanti, c'est le producteur qui reverse le surplus à l'État. Ce mécanisme, pensé pour sécuriser les investissements dans le renouvelable en garantissant un revenu stable, expose donc le budget public à toutes les variations du marché de l'électricité et notamment à la multiplication récente des heures où les prix tombent dans le négatif, alourdissant mécaniquement la facture pour l'État.

Les contrats de soutien ayant été conclus sur des périodes de 15 à 20 ans, les anciens contrats continuant de bénéficier de prix d’achat très élevés, parfois plusieurs fois supérieurs au prix actuel de l’électricité, la facture continue d’être salée. D’autant que s’y ajoutent les nouveaux contrats, certes moins généreux, conclus dans le cadre des programmations pluri-annuelle de l’énergie successives (PPE). La PPE3 misant sur une poursuite de la croissance du photovoltaïque, une augmentation de l’éolien terrestre et une multiplication des parcs éoliens en mer, la facture va mathématiquement continuer de grimper comme elle le fait depuis 2005 puisque chaque nouvelle installation aidée augmente la dépense publique.

Ainsi, entre les énergies renouvelables et le biométhane injecté, la dépense publique devrait se monter à 9,75 milliards d’euros en 2027. Contre 8,4 milliards en 2026 et 7,33 milliards d’euros en 2025.

Pour autant, ce n’est que la partie émergée de l’iceberg, comme l’a documenté un rapport de la Cour des comptes en mars dernier. L’Eclaireur en parlait là :

Energies renouvelables : le rapport qui ne changera rien

Car cette exposition n’est pas seulement liée aux prix du marché : elle tient aussi à la façon dont le tarif garanti lui-même a évolué. Entre 2016 et 2024, le tarif d’achat moyen des installations sous obligation d’achat est passé de 137 à 174,8 € le MWh, soit une hausse de 27%, supérieure à l’inflation sur la période (19%). Or ce tarif garanti reste très supérieur aux prix habituellement observés sur les marchés de gros, de l’ordre de 40 à 50 € le MWh hors période de crise énergétique. Autrement dit, même sans tenir compte des prix négatifs, l’écart entre ce que l’État garantit aux producteurs et ce que vaut réellement l’électricité sur le marché dépasse déjà 120 € le MWh en temps normal.

Cette hausse du tarif garanti n’était pas prévue par la logique même du dispositif : le renouvellement du parc, au fur et à mesure que d’anciens contrats arrivent à échéance et sont remplacés par de nouveaux, devrait en théorie faire baisser le tarif moyen, à mesure que les technologies renouvelables deviennent moins coûteuses à produire. Sauf qu’une partie des contrats de long terme intègrent des clauses d’indexation qui revalorisent automatiquement le tarif garanti dans le temps. Un mécanisme qui, pour certaines filières comme l’éolien en mer, peut faire grimper le tarif initial de 27 à 45% sur la durée du contrat.

A combien se monte ce soutien massif à ces filières ? Nul le sait vraiment. Le chiffre de 26,3 milliards d’euros cumulés entre 2016 et 2024 est souvent avancé. Mais sans qu’il recouvre la totalité des frais engagés. Comme le souligne la Cour des comptes dans son rapport : “le périmètre du rapport (…) ne couvre pas la totalité des coûts induits par le déploiement d’énergies renouvelables, comme les coûts de réseau, pour leur partie supportée par les gestionnaires de réseaux et financée par le tarif d’acheminement (TURPE), ni les aides apportées par d’autres acteurs publics et privés”.

Combien coûtent le raccordement et le renforcement des réseaux et l’intégration des renouvelables ? Quels sont les coûts d’équilibrage du système inhérents à l’intermittence des ENRi? Quid des coûts du stockage ? Les PPE non plus ne disent rien de tout cela. Si les programmations pluri-annuelles fixent des objectifs de capacités installées, jusqu’en 2035 pour la PPE3, aucun document public consolidé indiquant le coût cumulé des contrats de soutien en lien avec ces objectifs sur leur durée, n’est manifestement produit.

Quelle est la soutenabilité budgétaire d’un tel dispositif public ?

La question ne se pose pas qu’en termes financiers. Elle est aussi éminemment technique. Qu’on soit en sous-production ou sur-production électrique, le réseau est loin d’être à niveau, que l’on parle en termes de maillage, de flexibilité et de stockage. C’est l’autre angle mort de la politique énergétique en France. Et qui a conduit RTE et Enedis à taper du poing sur la table dans la torpeur de l’été.

Les deux gestionnaires des réseaux de distribution et de transport de l’électricité ont publié leur carte des zones rouges: celles où l’implantation des grands projets y sera impossible ces prochaines années, faute de capacité de raccordement. Leurs promoteurs devront désormais prendre en compte les capacités du réseau dans leurs choix géographiques d’implantation, sous peine d’être confrontés à une longue et coûteuse attente.

“Quand un logisticien construit un entrepôt, il ne le fait pas dans une zone complètement isolée, pour demander ensuite la construction d’une liaison autoroutière, illustre Marianne Laigneau, présidente du directoire d’Enedis. Il se met directement à proximité d’un grand axe de circulation. Nous demandons la même logique pour les parcs solaires et éoliens”. (Le Figaro)

Non pas que l’éolien et le solaire sont inutiles, quoique certains projets le laissent à penser, mais que le système électrique n’a tout simplement pas été conçu pour accueillir autant de production intermittente sans plus de flexibilité, qui plus est si la demande ne suit pas comme c’est le cas depuis plusieurs mois. RTE a du reste plaidé pour un moratoire, le temps que le réseau, et ses capacités de stockage, soit mis à niveau. Ou que la consommation décolle vraiment.

Car l’offre bat, elle, désormais, tous les records comme le montre le bilan publié ce 16 juillet par RTE : 284,3 TWh ont été produits au premier semestre 2026, dont 95,2 % décarbonés; les émissions sont tombées à 4,9 millions de tonnes équivalent CO₂, leur plus bas niveau historique; la France a produit 51 TWh d’exportations nettes - 38 TWh un an plus tôt (Le Point).

Tous les rapports disent au final la même chose : la France a bâti sa politique énergétique sur des objectifs de capacités, pas sur une comptabilité de coûts complets ni sur les limites physiques de son réseau. Au risque de voir sa politique en la matière, pourtant souveraine, dictée par Bruxelles. La Commission européenne pousse en effet pour un Grid package, ce projet de réseau d’interconnexions transfrontalières renforcées pour que l’électricité circule plus facilement de la péninsule ibérique au nord de l’Europe.