Depuis des années, l’éolien et le solaire sont présentés comme des énergies compétitives, presque naturellement moins chères que les moyens traditionnels. Dans son analyse Le véritable coût des énergies renouvelables, l’ingénieur et expert indépendant Jean-Pierre Riou conteste frontalement cette lecture. Selon lui, la comparaison repose sur un indicateur incomplet qui masque des surcoûts systémiques bien réels.
Un indicateur trompeur : les limites du LCOE
Le débat porte d’abord sur la méthode. Le LCOE (coût actualisé moyen de production) est devenu l’outil de référence pour comparer les filières électriques. Or, rappelle Jean-Pierre Riou, cet indicateur ne prend pas en compte les coûts d’intégration au réseau.
En septembre 2025, la Commission économique des Nations Unies pour l’Europe a elle-même souligné que le LCOE est insuffisant pour comparer des moyens intermittents à des moyens pilotables. L’Agence internationale de l’énergie préconise également d’intégrer la “valeur système” de l’électricité produite. Produire quand le réseau n’a pas besoin d’électricité n’a pas la même valeur que produire en période de tension.
L’éolien et le solaire injectent massivement lorsqu’ils le peuvent, non lorsqu’on en a besoin. Cette variabilité impose des centrales d’appoint, du renforcement de réseau, des exportations contraintes, voire des arrêts forcés. Ces coûts ne figurent pas dans le LCOE.
6,9 milliards d’euros de charges en 2025
L’analyse s’appuie ensuite sur les données publiques de la Commission de régulation de l’énergie. En 2025, 81 TWh d’énergies renouvelables ont bénéficié d’un soutien public. La charge moyenne correspondante atteint 85,62 €/MWh, soit 6,9 milliards d’euros.
Le mécanisme est simple : les producteurs disposent d’un prix contractuel garanti. Si le prix de marché est inférieur, la collectivité compense la différence. Or, plus les renouvelables injectent simultanément, plus les prix de marché chutent. La CRE estime le “coût évité” moyen à 65,74 €/MWh en 2025, puis 50,88 €/MWh en 2026.
Les coûts d’achat restant relativement stables, la charge unitaire grimperait à 92,42 €/MWh en 2026, avec 90 TWh soutenus au lieu de 81. La facture projetée atteindrait 7,6 milliards d’euros.
Exportations massives… et paradoxe économique
Jean-Pierre Riou met en parallèle ces 81 TWh soutenus avec les 92 TWh de solde export net sur douze mois, vendus en moyenne 62,53 €/MWh. L’électricité exportée rapporte environ 5 milliards d’euros, tandis que les 81 TWh soutenus mobilisent plus de 12 milliards d’euros en valeur contractuelle.
Il y voit un paradoxe : une partie de l’électricité subventionnée est écoulée sur les marchés extérieurs à des prix très inférieurs à son coût complet pour la collectivité. Sans entrer dans les simplifications comptables, l’auteur parle d’un système qui socialise les pertes et privatise les revenus contractuels.
L’exception française des prix négatifs
Autre particularité soulignée : lorsque les prix deviennent négatifs, la France continue, au-delà d’une franchise d’heures, à indemniser les producteurs qui arrêtent de produire. La prime correspond à un pourcentage de leur puissance nominale : 70 % pour l’éolien en mer, 50 % pour le solaire, 35 % pour l’éolien terrestre.
Dans d’autres pays européens, aucun versement n’est effectué en cas de prix négatifs. L’Allemagne, par exemple, prolonge simplement la durée contractuelle. En France, selon l’auteur, le risque de marché est largement transféré vers la collectivité.
Le nucléaire contraint à la modulation
Le point le plus sensible concerne le parc nucléaire. L’essor de l’intermittence impose une modulation accrue des réacteurs pour maintenir l’équilibre du réseau. Selon des éléments rapportés par la presse et évoqués par Jean-Pierre Riou, un rapport interne d’EDF estimerait que certains scénarios de développement des renouvelables pourraient générer jusqu’à 4 milliards d’euros de surcoûts annuels pour le système électrique.
Au-delà des aspects financiers, la modulation répétée pourrait accentuer l’usure thermique et mécanique de certains équipements, avec des conséquences sur la durée d’exploitation des tranches. Pour l’auteur, il s’agit d’un enjeu stratégique : fragiliser l’outil nucléaire reviendrait à affaiblir la souveraineté énergétique française.
Un débat de souveraineté énergétique
L’analyse de Jean-Pierre Riou pose en définitive une question politique : la programmation énergétique peut-elle continuer à s’appuyer sur des comparaisons incomplètes et sur une vision partielle des coûts ?
La publication retardée de la nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie intervient dans un climat de tensions au sein de la filière. Mais au-delà des rapports de force, l’auteur insiste sur un principe : la politique énergétique ne peut être guidée par des considérations d’affichage ou par des arbitrages conjoncturels. Elle engage la stabilité du système électrique, les finances publiques et la souveraineté nationale.
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[cc] Article rédigé par la rédaction de breizh-info.com et relu et corrigé (orthographe, syntaxe) par une intelligence artificielle.
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