5 – L’interconnexion au niveau de l’Europe

La Commission européenne insiste à raison sur cette mutualisation géographique : il faut créer un véritable marché européen à la dimension des 27 États. Il est sain, par exemple, que la Suède fasse moins de place au solaire que l’Espagne. Il pourrait être approprié que la France se spécialise dans le nucléaire et devienne le prestataire d’une offre stable décarbonée pour l’Europe, ce qui permettrait de gérer nos centrales en ruban fixe, limitant les chocs de modulation[5].

Mais trois blocages au moins demeurent. Ils ne sont pas sans introduire quelques tensions entre la Commission et les États membres.

  • Il ne peut y avoir véritablement de marché unique (une demande du rapport Draghi) que si les États abandonnent une grosse partie de leur souveraineté énergétique, c’est-à-dire notamment de leur liberté de décision en matière de mix électrique et énergétique. Sujet difficile.
  • De plus, ce n’est pas forcément l’intérêt de la France : comme on le verra, elle dispose d’un prix parmi les moins chers d’Europe. Converger vers un prix unique se ferait au bénéfice des autres nations, mais pénaliserait probablement le prix de gros en France.
  • Surtout, il ne peut y avoir mutualisation de la gestion sans répartition des coûts. Par exemple, Bruxelles fait justement le constat que l’Espagne regorge d’EnR pas chères au moment où l’Allemagne est en déficit électrique. Elle réclame donc à la France d’installer quatre connexions supplémentaires entre elle et l’Espagne, ce qui veut dire aussi des lignes pour traverser le Massif central. Le coût est de l’ordre de 4 Md€ par connexion. La France doit-elle payer alors qu’elle n’est ici qu’un passe-plat ? Est-ce à l’UE de payer ? Tant que cette question n’est pas réglée, les demandes de Bruxelles tombent dans le vide.

6 – Un regard sur les coûts de production

On a vu les contestations autour d’une place trop grande donnée aux EnR dans le bouquet énergétique français. Mais les contestations ne vont guère jusqu’à recommander une solution à 100 % nucléaire + hydroélectrique (sachant qu’en tout état de cause, l’électricité fossile est hors course à terme). La solution de long terme dans le cas de la France se situe quelque part entre ces deux extrêmes, notamment en raison du constat des risques que ferait peser une solution tout nucléaire (un défaut systémique non décelé sur l’ensemble du parc, comme cela a été le cas avec les corrosions sous contrainte ; un assèchement des rivières et donc de la capacité de refroidissement des centrales).

Mais il faut aussi prendre en compte le coût d’investissement et le coût opérationnel, réseau compris, de chaque source d’énergie. Le sujet est ici extrêmement complexe, avec une littérature abondante, sans qu’un consensus soit stabilisé. On n’en fait ici qu’un résumé imparfait.

Il est d’usage de considérer deux indicateurs pour tracer le coût à long terme : le LCOE, à savoir le coût actualisé de l’électricité (levelized cost of electricity), et le LCOS, coût actualisé du stockage, qui représente les coûts estimés nécessaires respectivement à la construction et à l’exploitation d’un générateur et d’un système de stockage journalier, sur une période spécifiée de récupération des coûts.

Un document récent, faisant partie du Rapport annuel 2025 de l’Energy Information Administration (EIA) des États-Unis, utilise ces indicateurs. Voici, en synthèse, ce que donne l’addition du LCOE et du LCOS s’agissant des équipements à mettre en place à l’horizon 2030.

 

Chacune des barres présente la décomposition analytique du coût total : coût de l’investissement ou Capex, coût opérationnel et de maintenance (O&M), coût opérationnel variable, coût du réseau, dont il faut retrancher les subventions publiques (en 2024) – occasion de noter qu’elles concernent les filières nucléaire et EnR à niveau égal – et d’éventuelles captures de carbone comme pour la filière gaz à cycle combiné.

Les coûts les plus élevés sont pour le nucléaire (81 $), la biomasse (81 $) et l’éolien en mer (88 $). L’hydroélectrique et l’hybride solaire-batterie sont autour de 55 $. Le solaire non couplé à une batterie et l’éolien terrestre ont les coûts les plus bas (autour de 30 $). On relève aussi que le coût de l’investissement, plus élevé pour le nucléaire que partout ailleurs, n’est nullement négligeable pour les EnR. Pour une centrale nucléaire, il faut viser une durée de 15 ans et de 10 ans pour un parc éolien en mer. Le solaire n’est moins lourd en capital que si l’on omet la logistique de gestion d’un réseau de distribution très capillaire et donc un LCOS élevé.

Mais le point saillant se lit en tout petit dans la note de bas de graphique : le taux d’actualisation retenu pour l’exercice est de 6,65 %, un taux bien plus élevé que celui qu’on retient habituellement en Europe (3,2 % hors inflation selon France Stratégie 2021). À ce taux, le nucléaire n’est pas rentable (non plus d’ailleurs que les batteries de stockage dans leur état technologique actuel) ; à 4 %, il l’est.

Mais comment intégrer le problème de l’intermittence dans ce comparatif ? Les indicateurs LCOE et LCOS sont très critiqués dans la littérature précisément sur ce point. Voir Joskow (2011) ou Ueckerdt et al. (2013).

D’où une autre méthodologie suivie initialement par Weber (2024) dans le cas du Texas et appliquée par Ekoué et al. (2025) pour la France.

Elle repose sur le principe qu’à court terme les équipements utilisés sont naturellement ceux qui ont le coût marginal le plus faible. Il est économique, à parc d’équipements donné, d’utiliser en premier les sources les moins coûteuses, puis en second celles qui coûtent davantage, etc., ceci dépendant évidemment de la consommation appelée.

Cela donne la « courbe de l’ordre de mérite » du graphique qui suit, dans lequel se lit le coût de la dernière unité utilisée dans la production électrique pour une journée particulière de janvier 2018.

Comme le coût marginal des EnR est très faible, sinon nul pour le solaire, et en tout cas plus faible que celui du nucléaire – qui est lui aussi bas, mais doit prendre en compte le coût des matières premières et de la gestion des déchets –, c’est celui-ci qu’on utilise en premier s’il est disponible. Ce ne serait pas forcément le cas s’il y avait un équipement à coût marginal plus élevé mais ayant un coût d’opportunité non négligeable, comme par exemple un coût d’usure à ne pas être employé. On a vu que ce n’était pas le cas du nucléaire, qui peut être mis en attente tant que l’EnR est présente[6]. L’importation intervient aussi dans cet ordre du mérite si, comme précédemment pour l’EnR, elle est disponible ce jour-là.

 

On devine que la présence supplémentaire d’une unité d’EnR fait reculer le moment où la courbe devient très pentue, ce qui fait baisser fortement le prix moyen. À l’inverse, l’ajout de cette unité lorsqu’on est dans la zone plate de la courbe ne sert à rien.

Les auteurs de l’étude mentionnée trouvent ainsi un moyen de tester l’impact de l’introduction des EnR sur le prix marginal et donc le prix moyen de l’électricité. Ils trouvent qu’un GWh supplémentaire d’EnR fait baisser en moyenne le prix de 2,12 € pour l’éolien et 3,18 € pour le solaire. L’effet est sensiblement plus fort lorsque la demande d’électricité est plus élevée et nul, comme on l’a dit, pour une demande basse. Ils estiment aussi qu’un GWh supplémentaire de demande élève le prix de 1,67 €.

On voit donc ainsi qu’une surcapacité, si regrettable soit-elle, n’a pas de raison de changer l’ordre du mérite entre les EnR et le nucléaire[7]. Et qu’à capacité adaptée à la demande, il n’est pas irrationnel de permettre l’investissement en EnR, ceci toujours sous la remarque faite plus haut du bon taux d’actualisation pour calculer le rendement économique de l’une ou l’autre des sources électriques.

Les auteurs n’ont pas pris en compte dans leur calcul le niveau des subventions. Mais elles seraient probablement plus élevées pour le nucléaire, dont l’investissement n’est supporté que par l’État, indirectement via EDF, sachant qu’aucun acteur privé ne s’engagerait aujourd’hui dans un tel investissement. Le cas des États-Unis, où davantage d’opérateurs privés sont actifs dans le nucléaire, montre que le degré de subvention est identique dans les deux filières. En France, la subvention aux EnR se fait par rapport à un prix pivot de l’électricité : plus bas.

L’Allemagne a fait le choix de renoncer au nucléaire ce qui la rend dépendante du fossile et des importations. Elle a son propre ordre de mérite qui la conduit à privilégier les EnR sur toute autre source (hors importation le cas échéant). Mais elle est obligée de se protéger de l’intermittence en surinvestissant dans les EnR, ce qui introduit des chocs d’offre et donc de prix sur le marché européen de l’énergie. On voit l’ampleur de ce surinvestissement sur la courbe jaune du graphique suivant alors que la source fossile ne baisse que très lentement. Là où la France utilise tant bien que mal le nucléaire comme « ruban fixe » de production, l’Allemagne utilise la source fossile et est considérablement suréquipée au regard de la logique économique. On verra l’effet sur les prix, particulièrement suite à la forte hausse du prix du gaz.

 

7 – Le coût des subventions aux EnR

À compter de la moitié de la décennie 2000, le gouvernement a eu une politique de subventionnement très allante à l’endroit des EnR, particulièrement de la filière photovoltaïque. Dans ce dernier cas, il a été conclu avec les producteurs d’énergie photovoltaïque des contrats garantissant un prix d’achat fixe, l’État payant la différence avec ce prix contractuel si le prix de marché se situait en dessous et la recevant dans la situation inverse.

À l’époque, les coûts complets de production du solaire étaient considérablement plus élevés qu’aujourd’hui (de l’ordre de 200 €/kWh) et l’appui désiré par le politique était volontairement très vigoureux. Il a été proposé des contrats particulièrement attractifs, garantissant un prix de rachat compris entre 314 € et 580 € sur une durée de 20 ans. Le succès ne pouvait pas manquer de suivre, de sorte que plus de 250 000 contrats ont été signés entre 2006 et 2011. Les pouvoirs publics se sont aperçus de l’erreur commise suite au rapport Charpin-Trink (2011) ; ils ont interrompu la distribution de ces contrats et ont tenté, sans succès, d’amender ceux qui étaient en cours.

Il en résulte une charge récurrente très élevée pour les finances publiques. D’après une estimation à juillet de la Commission de régulation de l’énergie (CRE, 2025), le coût du soutien au solaire s’est élevé à 2,4 Md€ en 2024, à 3,9 Md€ en 2025 (en raison de la baisse du prix de marché et d’une forte hausse de la production dont le contrat imposait le rachat) et probablement encore à 4,4 Md€ en 2026. Il faudra attendre le début des années 2030 pour l’extinction de la charge, dont le coût probable total s’élèverait à 25 Md€.

Le paradoxe est que le solaire consomme par héritage la très grande partie des aides alors que sa production reste très minime et pourrait d’ailleurs, s’il n’y avait pas ce coût récurrent, faire l’objet d’aides nouvelles correctement ciblées. Les autres EnR bénéficient d’aides beaucoup plus modiques. En 2024, par exemple, les autres EnR (éolien terrestre et en mer, bioénergies et divers) n’ont coûté que 500 M€. Il faut noter que la flambée des prix de l’électricité en 2022 et 2023 a occasionné des recettes pour l’État au titre de tous ces contrats de prix garantis, comme le voit le graphique. Depuis 2025, la charge est reprise aux trois quarts directement sur le budget de l’État alors qu’elle était financée auparavant par un prélèvement sur les factures d’électricité des consommateurs. Enfin, il faut relativiser le montant versé en remarquant que le seul bouclier tarifaire mis en place en 2023 a coûté plus de 20 Md€ aux finances publiques.

 

Il était à prévoir qu’une telle erreur dans le market design de l’outil d’aide au photovoltaïque n’a pas aidé la cause des EnR pour une partie de l’opinion publique.

8 – Le sujet des prix négatifs

Une volatilité forte et soudaine de l’offre électrique, EnR ou pas, rend parfois difficile l’ajustement pourtant indispensable des quantités de substitution. Il s’ensuit de forts mouvements sur le prix spot du marché de gros de l’électricité, marché qui appelle les quantités nécessaires. La pente très violente de la courbe de mérite montre bien la soudaineté, parfois, de l’ajustement nécessaire.

Il arrive donc que le prix de gros devienne négatif. L’Espagne, qui a bâti son offre électrique sur la base d’une très forte proportion d’EnR, connaît ainsi de tels moments, comme le montre le graphique qui suit.

 

C’est un phénomène qui heurte l’observateur extérieur mais qui est parfaitement sain. Un prix bas ou négatif, c’est ce qui permet qu’apparaissent à terme des capacités de stockage, avec des opérateurs intervenant en arbitrage. Par ailleurs, le prix spot ne gouverne que 20 à 25 % des transactions, le reste étant des contrats à long terme sécurisés. Enfin, si ce prix peut commander des investissements de stockage, ce n’est pas sur lui que se décident les investissements de capacité énergétique.

9 – Le niveau des prix

La surcapacité française est dommageable dès lors qu’une capacité moindre – mais en théorie pas forcément un mix différent, sachant bien sûr que nous partons d’un stock donné de centrales nucléaires – permettrait un usage plus économique des équipements. Mais le pays est loin d’être le plus mal loti en Europe. On relève ci-après le prix de l’énergie en France, en Allemagne, au Royaume-Uni, en Italie, aux États-Unis et en Suède, ceci sur la seconde moitié de 2024. Le prix est TTC, mais on peut juger de l’impact de la fiscalité dans le volet bas du graphique.

 

Cette fiscalité est nulle aux États-Unis. Elle est de l’ordre d’un quart du prix en France, en Italie et en Suède (dont 20 % de TVA en France) ; un peu plus lourde en Allemagne, un peu plus basse au Royaume-Uni. L’Italie et l’Allemagne subissent le prix le plus élevé et, seuls dans cet échantillon, la Suède et ses ressources hydroélectriques affichent un prix plus bas qu’en France.

10 – Conclusion

  1. Il est avéré que la France est en situation de surcapacité électrique, au-delà de ce qui est nécessaire techniquement pour assurer la sécurité de l’offre. L’origine de cela tient pour l’essentiel à des anticipations de demande qui ne se sont pas confirmées.
  2. Cette situation ne semble pas devoir remettre en cause le fait que le très gros des investissements réalisés à ce jour l’ont été dans le domaine des EnR. Ils sont à la marge plus compétitifs que le nucléaire, même si de fortes inconnues demeurent dans les calculs économiques et financiers. Les EnR sécurisent l’offre électrique en diversifiant les risques. Ils ont permis à la France (comme l’aurait été un investissement nucléaire fait dans les temps) de se séparer des fossiles dans la production électrique, ce qui est une exception notoire en Europe.
  3. L’erreur dans la prévision de demande électrique provient d’une sous-estimation des coûts et des rigidités pour passer à l’électrification des usages énergétiques. Accélérer le passage à l’électrique pourrait supposer un fort subventionnement du prix (tel, par exemple, que l’abandon de la TVA à 20 %), sans que l’effet soit garanti, ce que, de toute façon, ne permettent pas nos finances publiques.
  4. Des voies d’amélioration sont envisageables, en investissant – et donc via des subventions ciblées – dans du stockage diurne ; de même en investissant dans une meilleure connexion de l’offre française avec les marchés électriques des pays européens limitrophes.
  5. L’impératif de souveraineté face aux nouveaux risques géopolitiques recommande d’accélérer de toute force cette électrification des usages. Il n’est guère rassurant d’acheter du gaz liquéfié aux États-Unis, cher et, au total, beaucoup plus lourd en carbone que le gaz par pipeline, pas plus que de revenir vers la Russie. Et économiquement, la facture fossile de la France reste encore autour de 60 Md€ l’an (et a pu atteindre 120 Md€ au début de la crise ukrainienne).
  6. En tout état de cause, il semble déraisonnable de faire sur les EnR le stop and go qui a coûté si cher au pays en matière nucléaire quand on s’est aperçu qu’on avait un parc surdimensionné. Il convient de rester, ou même désormais de parvenir, à la pointe technologique dans un domaine aussi stratégique que le nucléaire et les EnR.
  7. Si ce n’est l’optimisme qui a prévalu sur la demande électrique et une maladresse extrême dans la politique d’aide au photovoltaïque dans les années 2000, la politique électrique française a, au total, plutôt bien marché. Le pays a l’une des électricités les moins chères d’Europe, même si des progrès peuvent encore être faits, et on exporte en moyenne 20 % de notre production. On a pu notamment gérer sans trop d’encombres des situations assez dramatiques comme celle de l’hiver 2022-2023 où se cumulaient la sécheresse, la pathologie des conduites des centrales nucléaires et la flambée des prix du gaz russe.
  8. Il faut poursuivre enfin l’ouverture du marché au niveau européen mais en résolvant urgemment la question du « qui paie » pour les immenses dépenses liées à l’interconnexion. C’est affaire de sécurisation de l’offre. Il faut activement poursuivre la promotion (et la pénalisation des énergies fossiles) des énergies vertes. Une comptabilité carbone mise en place chez toutes les entreprises peut y aider.

 

Références

Académie des sciences, 2025, Avis sur la version révisée de la programmation pluriannuelle de l’Énergie PPE3, 8 avril.

Commission de régulation de l’énergie, Délibération du 10 juillet 2025 relative à l’évaluation des charges de service, 1/38, Délibération n°2025-180.

EDF, Rapport. Etude sur la modulation, Impacts industriels, organisationnels et sociaux, 16 février 2026.

EIA, 1985, Levelized Costs of New Generation Resources, Annual Energy Outlook 2025, US Energy Information Administration.

Fontecave, Marc, 2025, La transition énergétique aujourd’hui et demain III, Cours au Collège de France.

Idel, R., 2022, Levelized Full System Costs of Electricity, Energy, 259.

IGF et CGIET, « Rapport Charpin », 2010, Mission relative à la régulation et au développement de la filière photovoltaïque en France.

Joskow, P. L., 2011, Comparing the costs of intermittent and dispatchable electricity generating technologies, American Economic Review, 101(3), 238-241.

Programmation pluriannuelle de l’énergie 2016-2023 (PPE2), 2016, Ministère de l’Environnement. (La version provisoire PPE3 2025 discutée dans le cours de Fontecave n’est pas disponible sur le site du Ministère.)

Programmation pluriannuelle de l’énergie 2026-2035 (PPE3), Gouvernement, 2026

Ueckerdt, F., Hirth, L., Luderer, G., and Edenhofer, O., 2013, System LCOE: What are the costs of variable renewables?, Energy, 63, 61-75.

Weber, P., Woerman, M., 2024. Intermittency or uncertainty? Impacts of renewable energy in electricity markets. J. Assoc. Environ. Resour. Econ. 11 (6), 1351–1385.

Maurice K. Ekouea M., Woerman M. and Clastresa C., 2025, Intermittency and Uncertainty in Wind and Solar Energy. Impacts on the French Electricity Market, Energy Economics, 142, 108176.

 

[5] Actuellement, cinq liaisons relient la France à six pays voisins : une interconnexion combinée avec l’Allemagne et la Belgique et des interconnexions individuelles avec l’Italie, l’Espagne, la Suisse et le Royaume-Uni. Ces interconnexions contribuent à réduire la volatilité des prix de l’électricité qui résulterait de chocs idiosyncrasiques sur un marché unique.

[6] Il y a bien sûr le coût de portage financier, mais on a vu dans le tableau plus haut que les EnR ont des CAPEX (investissements en équipements) également élevés.

[7] Mais dans les faits, on rationne le nucléaire et on écrête également les EnR.