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Pour comprendre en détail pourquoi le coût des énergies renouvelables intermittentes dépasse largement les évaluations classiques, ainsi que l’impact de ces coûts sur le système énergétique et les finances publiques françaises, consultez l’article complet de Jean Pierre Riou :
Lire “Le véritable coût des énergies renouvelables” sur Le Mont Champot
Coûts réels vs LCOE
Le coût réel des énergies renouvelables électriques intermittentes, principalement l’éolien et le solaire, est largement sous-estimé lorsqu’il est évalué uniquement à partir du LCOE (coût actualisé de l’électricité). Cet indicateur ne tient pas compte des surcoûts systémiques induits par la variabilité de ces productions, ce qui fausse la comparaison avec les énergies pilotables et biaise la programmation énergétique.
Un rapport de l’UNCE publié en septembre 2025 confirme que le LCOE est inadapté pour évaluer les productions intermittentes, car il occulte les coûts liés à l’intégration au réseau, à la flexibilité du système, à l’effondrement des prix de marché et aux besoins accrus de pilotage. Ces limites sont connues de longue date et ont conduit l’Agence internationale de l’énergie à recommander des indicateurs corrigés, comme le VALCOE.
Soutien public et charges
En France, le soutien public aux énergies renouvelables repose sur des tarifs garantis et des contrats de rémunération, dont le niveau moyen atteint 174,7 €/MWh en 2026, tiré notamment par le photovoltaïque. En 2025, 81 TWh ont été soutenus pour une charge publique de 6,9 milliards d’euros, soit 85,62 €/MWh, correspondant à l’écart entre les prix garantis et le prix de marché réellement évité. La baisse des prix de gros, accentuée par la production solaire et éolienne elle-même, réduit ce coût évité et augmente mécaniquement les charges.
Cette situation conduit à un paradoxe économique majeur : une électricité subventionnée et produite en excès est exportée à bas prix. Les 81 TWh soutenus en 2025 représentent 12,2 Md€ de revenus garantis, contre environ 5 Md€ de recettes à l’export, soit une perte nette estimée à 7,2 Md€.
Exception française
La France constitue en outre une exception européenne en indemnisant les producteurs d’énergies renouvelables lors des prix négatifs, y compris lorsqu’ils cessent de produire, ce qui accentue encore les charges du service public de l’électricité.
Enfin, le développement massif des énergies intermittentes entraîne une modulation accrue du parc nucléaire, génératrice de surcoûts économiques importants et de contraintes techniques sur les installations. Selon des informations issues de documents non publiés, ces effets pourraient remettre en cause la rentabilité du parc nucléaire et hydraulique, accroître les risques industriels et peser lourdement sur la collectivité. Ces enjeux expliqueraient les fortes tensions entourant la future programmation pluriannuelle de l’énergie, dans un contexte politique et social particulièrement sensible.