Dans une étude, la Direction générale du Trésor analyse les mécanismes et les coûts du soutien aux énergies renouvelables électriques. Principal enseignement : si cette assistance au secteur reste nécessaire, son coût unitaire devrait significativement diminuer dans les années à venir.

La publication de la troisième Programmation pluriannuelle de l’énergie s’accompagne d’un éclairage bienvenu de Bercy sur les enjeux économiques du soutien aux énergies renouvelables électriques (EnR). Dans une étude publiée le 16 février, des économistes du Trésor décryptent les mécanismes qui permettent à la France de développer ses capacités solaires et éoliennes, tout en analysant leurs répercussions sur les finances publiques.

Premier constat : les énergies renouvelables électriques demeurent indispensables pour atteindre les objectifs climatiques français. "La hausse des capacités de production d’électricité bas-carbone devra nécessairement s’appuyer sur la complémentarité des énergies renouvelables et nucléaires", souligne l’étude. Les délais de développement des EnR, compris entre 3 et 7 ans – contre plus de 10 ans pour le nucléaire –, permettent de répondre à la hausse prévue de la consommation liée à l’électrification massive des usages.

La bonne nouvelle réside dans la baisse massive des coûts de production. Entre 2010 et 2024, les frais complets de production ont chuté de 85 % pour le solaire photovoltaïque et de 70 % pour l’éolien. Une baisse qui s’explique par la structuration des filières, les économies d’échelle et le progrès technologique. Pourtant, ces coûts n’ont pas encore atteint le niveau des prix de marché français, parmi les plus bas d’Europe. En 2025, le prix spot moyen en France s’est en effet établit à 61 euros par mégawattheure (€/MWh) environ, contre 89 €/MWh en Allemagne. Cette situation favorable pour les consommateurs français complique paradoxalement la rentabilité des projets renouvelables qui ne bénéficient pas du soutien public.

De l’obligation d’achat au complément de rémunération

L’étude retrace l’évolution des mécanismes de soutien. Historiquement fondé sur l’obligation d’achat, système garantissant l’achat de l’électricité produite à un prix fixe sur 20 ans, le dispositif français a progressivement évolué vers le complément de rémunération. Ce "contrat pour différence", qui représente aujourd’hui 70 % des nouveaux contrats engagés, incite les producteurs à vendre leur électricité sur le marché tout en bénéficiant d'une prime compensatoire lorsque les prix sont inférieurs au tarif de référence.

Selon le Trésor, cette évolution présente plusieurs avantages. Elle favorise la participation des EnR aux marchés de l’électricité et limite leur contribution à la formation des prix négatifs, ces épisodes où l’abondance de production renouvelable fait temporairement chuter les prix sous zéro. La Commission européenne a d’ailleurs encouragé ce mode de soutien dans le règlement Electricity Market Design adopté en 2024.

En ayant recours au complément de rémunération, le coût unitaire du soutien s’établit à 27 €/MWh, soit plus de quatre fois moins que celui de l’obligation d’achat. Cette différence s’explique par l’ancienneté des contrats en obligation d’achat, conclus à une époque où les coûts de production étaient bien plus élevés.

Un coût budgétaire appelé à diminuer

L’analyse prospective du Trésor révèle une trajectoire encourageante pour les finances publiques. Jusqu’à l’horizon 2035, le coût annuel du soutien restera dominé par les contrats conclus avant fin 2024. Dans un scénario de prix médian à 70 €/MWh, ce coût correspondrait pour 2,1 milliards d’euros aux contrats passés, et pour 1,2 à 2,3 milliards d’euros aux nouveaux contrats liés aux objectifs de la PPE3.

La vraie rupture concerne le coût unitaire des nouvelles installations. Le coût complet de production moyen des filières solaire et éolien devrait passer d’environ 120 €/MWh aujourd’hui à 80 €/MWh en 2035. Pour l’éolien en mer, l’évolution est encore plus spectaculaire : le coût unitaire du soutien passerait de 37 €/MWh pour les contrats existants à - 4 €/MWh pour les nouveaux projets. Ce montant négatif signifie que la filière devrait à terme rapporter de l’argent à l’État, les coûts de production devenant inférieurs aux prix de marché moyens.

Des défis persistants

L’étude du Trésor identifie néanmoins plusieurs facteurs susceptibles de ralentir la baisse des coûts. La hausse récente des taux d’intérêt a renchéri le financement des projets, très sensibles au coût du capital. Les tensions sur les chaînes d’approvisionnement pèsent également sur les prix des composants. Enfin, les meilleurs sites étant déjà exploités, les projets futurs devront se contenter d’emplacements avec un accès aux ressources moins intéressant.

La trajectoire dessinée par le Trésor reste toutefois optimiste : grâce à la baisse tendancielle des coûts de production et à l’optimisation des mécanismes de soutien, la charge budgétaire liée aux énergies renouvelables devrait diminuer de moitié à l’horizon 2040 dans le scénario de prix médian, pour tendre vers zéro en 2055.

Du côté des professionnels, la publication de la PPE3 a été accueillie avec soulagement après de longs mois d’incertitude. Daniel Bour, président d’Enerplan (syndicat des professionnels de l’énergie solaire) a mis l’accent sur les prochains chantiers : "Il nous faut maintenant travailler rapidement pour assurer une insertion optimale sur le réseau des nouvelles capacités. Il nous faut parallèlement améliorer le prix capté par le solaire grâce au développement du stockage". Jules Nyssen (Syndicat des Energies Renouvelables) a pour sa part appelé le gouvernement à "publier sans délais les appels d’offres prévus afin de rassurer les entreprises et les salariés qui ont exprimé de très fortes inquiétudes ces dernières semaines".

Alexandre Hervaud