ENR : arrêtons le faux procès. Le vrai problème, c’est notre marché et nos habitudes de consommation

Un rapport qui fait du bruit à raison, mais pas pour les bonnes raisons

Le 18 mars dernier, la Cour des comptes a publié un rapport sur le soutien public aux énergies renouvelables qui a relancé un débat structurant pour notre avenir énergétique. Le constat est clair : entre 2016 et 2024, les subventions versées aux producteurs d'électricité renouvelable et de biométhane ont représenté 26,3 milliards d'euros, soit environ 2,9 milliards par an en moyenne. La plupart du temps, ces aides prennent la forme de contrats signés pour 20 ans, garantissant aux producteurs un tarif fixe, quelles que soient les conditions du marché. Conséquence : l'État s'est engagé sur le long terme sans pouvoir ajuster les montants versés selon l'évolution réelle des coûts de production et ces coûts, pour le solaire comme pour l'éolien, ont pourtant chuté de manière spectaculaire au fil des années.

Au total, les contrats déjà signés représentent 87 milliards d'euros d'engagements futurs pour l'État, une somme considérable, mais qui sera versée progressivement jusqu'en 2040-2045, au fil de la production effective des installations.

Ces critiques sont légitimes et méritent d'être entendues. Mais elles risquent d'alimenter un débat mal posé, et de mener à de mauvaises conclusions politiques.

Deux urgences qui changent tout : la guerre en Iran et la PPE 3

Ce débat sur les ENR survient dans un contexte géopolitique particulièrement tendu. Depuis le déclenchement du conflit en Iran, les marchés mondiaux de l'énergie fossile sont à nouveau sous pression, et notre dépendance structurelle aux importations redevient un sujet brûlant. La France importe massivement pétrole, gaz et charbon : sa facture énergétique atteignait 63,4 milliards d'euros en 2023. Mais ce chiffre doit être mis en perspective : en 2022, lors du choc de la guerre en Ukraine, cette facture avait bondi à 116,3 milliards d'euros, soit une multiplication par 2,5 en un an.

Dans ce contexte, le gouvernement a choisi de publier sa Programmation Pluriannuelle de l'Énergie (PPE 3), résolument tournée vers le nucléaire avec un programme de 6 à 14 EPR2 et un budget prévisionnel de 67,4 milliards d'euros. Ce choix a une logique de souveraineté à long terme. Mais il pose deux problèmes majeurs que l'on ne peut pas éluder.

Le premier est celui du coût : 67,4 milliards d'euros pour le nouveau nucléaire, c'est deux fois et demi la facture totale des aides ENR des neuf dernières années. Le second est celui du temps : Flamanville, symbole de toutes les dérives, a mis plus de vingt ans pour produire son premier mégawattheure. Les premiers EPR2 ne seront pas disponibles avant 2038 au plus tôt. Or c'est maintenant, entre 2025 et 2035, que la France doit électrifier massivement ses transports, ses bâtiments et son industrie pour tenir ses objectifs climatiques.

Le solaire et l'éolien ne sont pas chers et n’ont qu'un seul défaut

Il est facile de faire des ENR un bouc émissaire budgétaire. Mais les chiffres racontent une toute autre histoire. Selon l'ADEME, le coût de production actualisé (LCOE) de l'éolien terrestre est aujourd'hui de 59 €/MWh en France comparable au parc nucléaire existant évalué à 60,7 €/MWh par la CRE. Le solaire photovoltaïque au sol est évalué quant à lui à 70 €/MWh, en baisse de 78 % depuis 2012. À l'échelle mondiale, selon l'IRENA, le LCOE du photovoltaïque atteint 43 $/MWh et celui de l'éolien terrestre 34 $/MWh en 2024.

En face, l'EPR de Flamanville est estimé entre 110 et 120 €/MWh par la Cour des comptes elle-même. Autrement dit, les nouvelles centrales nucléaires coûtent le double des ENR terrestres. Et à la différence du nucléaire qui nécessite des années de construction centralisée, une ferme éolienne ou un parc solaire se déploie en 18 à 36 mois, de manière décentralisée, ce qui renforce la résilience du réseau en multipliant les points de production.

Les ENR n'ont qu'un seul défaut réel, mais il est structurant : l'intermittence. Le solaire ne produit pas la nuit. L'éolien ne souffle pas toujours. C'est un fait. Mais ce n'est pas une fatalité. C'est un défi d'ingénierie et de marché que nous n'avons tout simplement pas encore résolu.

La vraie solution : la flexibilité. Et elle existe

Plutôt que de freiner le développement des ENR, la bonne question est : comment gérer l'intermittence ? Les réponses existent, elles sont matures, et elles sont bien moins chères que la construction de nouvelles capacités.

D'un côté, le stockage par batteries : selon l'IRENA, leur coût a chuté de 93 % depuis 2010. Des projets combinant solaire, éolien et stockage atteignent déjà un LCOE de 51 $/MWh en Australie. Mais soyons honnêtes : cette solution soulève elle aussi une question de souveraineté. Aujourd'hui, la Chine représente 83 % de la production mondiale de batteries, et 87 % des importations européennes de batteries en proviennent. Remplacer une dépendance aux fossiles du Moyen-Orient par une dépendance aux batteries de Chine ne serait pas une victoire stratégique. L'enjeu est donc de développer une filière industrielle européenne. Plusieurs gigafactories sont en construction en France, notamment en Hauts-de-France.

De l'autre, le pilotage de la demande (ou flexibilité active) représente un levier massif et encore sous-exploité. Les industriels électro-intensifs adaptent déjà leur consommation aux périodes de production depuis longtemps. Mais l'énorme gisement inexploité reste le secteur résidentiel, qui représente 39 % de la consommation nationale lors des pointes hivernales. En décalant simplement des usages comme le lave-linge, le chauffe-eau ou la recharge du véhicule électrique aux heures de forte production renouvelable, des millions de foyers peuvent à la fois réduire leur facture et stabiliser le réseau sans aucune infrastructure lourde à déployer.

Des prix parfois négatifs : le vrai symptôme d'un marché inadapté

Le phénomène des prix négatifs illustre parfaitement l'inadéquation entre notre système de production et nos habitudes de consommation. En France, les heures à prix négatifs sur le marché spot sont passées de moins de 102 heures par an jusqu'en 2022, à 147 heures en 2023, puis à 361 heures en 2024 (soit plus de 4 % du temps), selon RTE. En 2025, ce chiffre a encore progressé : 508 heures à prix négatifs avaient déjà été enregistrées à fin octobre, soit 5,8 % de l'année.

Ces épisodes se concentrent principalement entre 12h et 16h lors des journées ensoleillées et les week-ends, précisément quand la production solaire bat son plein et que la demande est faible. Face à cette surproduction, deux situations se produisent : soit les producteurs acceptent de payer pour écouler leur électricité sur le réseau, les prix pouvant descendre jusqu'à -134,9 €/MWh ; soit les installations sont contraintes de se déconnecter du réseau, entraînant un véritable gaspillage d'une énergie verte et disponible à coût marginal quasiment nul.

Ce signal de marché est fondamental : il indique qu'à certains moments de la journée, la France produit plus d'électricité verte qu'elle n'en consomme, et que personne n'est prêt à en profiter. En parallèle, les contrats de soutien aux ENR continuent de garantir un tarif fixe aux producteurs, même pendant ces épisodes d'abondance. Résultat : l'État verse des subventions pour une électricité que le marché ne valorise pas, et les producteurs n'ont aucune incitation contractuelle à réduire leur production aux heures de prix négatifs. Ce n'est pas le principe des subventions ENR qui est en cause, c'est l'absence de mécanisme liant la rémunération des producteurs à la réalité du réseau à l'instant où ils produisent.

Le vrai problème : on a subventionné sans réfléchir à l'après

La Cour des comptes a raison sur un point essentiel : l'État a soutenu massivement le développement des ENR sans construire en parallèle les outils pour valoriser cette production quand elle est abondante. On a bâti des panneaux solaires sans réformer les marchés pour que l'électricité gratuite de midi profite aux consommateurs. On a signé des contrats d'achat garantis sur 20 ans sans y intégrer de clauses de révision en cas de prix négatifs. On a encouragé la production sans éduquer ni inciter la demande à s'y adapter.

C'est cette question que nous devons impérativement adresser aujourd'hui. Non pas en mettant un coup d'arrêt à des ENR qui sont nos seules capacités rapides à déployer dans la prochaine décennie, mais en réformant le marché européen de l'électricité pour qu'il valorise correctement l'électricité décarbonée lors des périodes de forte production. En déplaçant les heures creuses vers les créneaux solaires, ce que la CRE commence à faire, progressivement, pour 14,5 millions de clients entre 2025 et 2027. En intégrant enfin la flexibilité citoyenne à grande échelle.

La décarbonation, la souveraineté énergétique et des prix bas ne sont pas des objectifs contradictoires. Ils sont atteignables ensemble, à condition que nous arrêtions de débattre de l'offre pour nous concentrer enfin sur la demande. C'est ce virage de paradigme que la France doit prendre dès maintenant.