La PPE3 : un développement « raisonné » des EnR bienvenu mais des engagements encore couteux et risqués
Le projet de décret de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) a été dévoilé le 12 février par le Premier ministre. Le communiqué de presse insiste sur un développement raisonné des énergies renouvelables (EnR). Il faut dire que la charge de service public de soutien aux EnR est évaluée à près de 50 Mds € depuis 2003. Elle pourrait encore augmenter, à la fois sous l’effet de l’augmentation de la production et de la baisse durable des prix de gros de l’électricité. Le comité de gestion des charges de service public de l’électricité a chiffré les engagements nouveaux dans un scénario de prix bas : ils représenteraient environ 100 Mds€2024 supplémentaires qui s’ajouteraient aux 114 Mds€2024 des engagements déjà pris et qu’il reste à honorer. Des charges qui se traduiraient par une hausse du prix final de l’électricité via l’accise sur l’électricité (ex-CSPE) pour le consommateur à laquelle s’ajouteraient les coûts d’adaptation du réseau électrique. Autant dire que cela semble incompatible avec une électrification des usages que le gouvernement appelle de ses vœux. Le Gouvernement a missionné deux hauts fonctionnaires sur l’évolution des contrats à prix garantis. Mais si la consommation ne redémarre pas, permettant d’absorber la surproduction, le Gouvernement sera sans doute contraint de revoir encore à la baisse les objectifs de déploiement des EnR.
Le Premier ministre a présenté enfin les objectifs de la PPE3 de production d’électricité par filière pour l’horizon 2035. Les principaux points à retenir sont la rupture avec la précédente PPE qui prévoyait la fermeture de 14 réacteurs nucléaires. Cette nouvelle PPE prévoit le prolongement de la durée de vie des réacteurs à 50 ou 60 ans en respectant les exigences de sureté. Elle prévoit en outre la construction de 6 EPR2 et propose d’étudier en 2026 le lancement de la construction de 8 réacteurs supplémentaires.
Sur le renouvelable, la PPE3 propose un développement « raisonné » des EnR terrestres. On voit nettement que, pour certaines filières, les ambitions ont été revues à la baisse. Les objectifs sur l’éolien terrestre passent par l’augmentation de la puissance des parcs existants. Le projet de décret propose de mettre le paquet sur l’éolien en mer, soulignant au passage que la France est le leader européen dans la fabrication des équipements de l’éolien en mer. Ce sont surtout les objectifs en matière de photovoltaïque qui sont revus à la baisse (environ 20 % de baisse sur la puissance installée en 2035 mais malgré tout, une multiplication par 2,5 de la puissance actuelle 2025).
Tableau récapitulatif (en dernière colonne, les objectifs fixés dans les précédentes versions de la PPE3)
| 2023 | 2030 | 2035 (version 2026) | 2035 (version antérieure) | |
| Production nucléaire | 56 réacteurs 320,4 TWH | 57 réacteurs 380 TWH (cible 420 TWh) | 57 réacteurs 360 TWh | |
| Photovoltaïque | 19,3 GW 22,7 TWh | 48 GW ~59 TWh | 55-80 GW ~67-98 TWh | 75-100 GW ~93 TWH |
| Eolien terrestre | 21,9 GW 48,7 TWh | 31 GW ~68 TWh | 35-40 GW ~80-91 TWh | 40-45 GW ~80 TWh |
| Eolien en mer | 0,84 GW 1,9 TWh | 3,6 GW ~14TWh | 15 GW ~59 TWH | 18 GW ~ 70 TWh |
| Hydro | 25,9 GW 54,2 TWh | 26,3 GW ~ 54 TWh | 28,7 TWH ~ 54TWh | 29 GW
|
| Chaleur et froid renouvelables | 172 TWh chaleur | 297 TWH chaleur | 328-421 TWh | 330-419 TWh |
| Biogaz | 9 TWh | 44 TWh | 47-82 TWh | 50-85 TWh |
| Biocarburants | 38 TWh | 55 TWh | 70-90 TWh | Inchangé |
| Hydrogène | 0 | 4,5 GW | Jusqu’à 8 GW | Jusqu’à 10 GW |
Le projet prévoit aussi de diviser par deux la part des énergies fossiles d’ici 2035, ce qui constitue un défi à si brève échéance. Pour y parvenir, le gouvernement croit à l’électrification des usages et prévoit le lancement « d’une grande initiative » avec des consultations dont les conclusions seront rendues en mai 2026. Ce plan s’appuiera sur les mesures déjà mises en place, comme le soutien aux pompes à chaleur, le coup de pouce pour l’achat de véhicules électriques, la location sociale de véhicules électriques, l’hydrogène décarboné ou encore la décarbonation des plus grands sites de production industriel. Un pari qui est indissociable d’une baisse des prix de l’électricité. Pourtant les ambitions en matière de renouvelables font courir au contraire le risque d’une augmentation des prix.
En effet, pour soutenir le développement des EnR, la France s'appuie sur des mécanismes de prix garantis, l’obligation d’achat ou le complément de rémunération. Ces outils assurent aux producteurs un revenu fixe, l'État compensant la différence entre le prix garanti et le prix de marché. Lorsque les prix augmentent, la charge diminue jusqu’à devenir négative, c’est-à-dire que ce sont les opérateurs en charge de l’énergie produite qui reversent à l’État la différence entre le prix de marché et le prix garanti. Ce n’est pas un cas théorique puisqu’en 2022 et 2023, en raison de la forte hausse des prix de l’électricité, les charges nettes de service sont devenues négatives et l’État a reçu un plus de 4,4 Mds € sur ces deux années. On ne peut toutefois pas parler de bonus pour l’État puisqu’il faut rappeler qu’au même moment des aides publiques pour soulager le pouvoir d’achat des ménages (bouclier tarifaire) étaient mises en place. Dans le cas d’un prix de marché plus faible que le tarif garanti, l’État reverse la différence aux opérateurs en charge de l’énergie produite.
Quel bilan de la charge pour l’Etat ?
Sur la période 2003-2025, les soutiens accordés par l’Etat aux EnR électriques se sont élevés à plus de 50 Mds€. Ce à quoi il faut ajouter les coûts indirects, tels que les adaptations du réseau (estimées à 200 Md€ d'ici 2040 par RTE), qui sont financés via le TURPE et répercutés sur les consommateurs, freinant au passage l'électrification des usages tant prônée.
En 2025, les charges de service public de l'énergie (CSPE) liées aux EnR s'élèvent à environ 10,9 Md€, et les prévisions pour 2026 atteignent 12,9 Md€, en hausse de 2 Md€ selon la Commission de régulation de l'énergie (CRE) qui note que le soutien moyen par MWh EnR atteindra 92,42 € en 2026, en raison d’une baisse des prix de gros et d’une augmentation de la production dans un contexte déprimé de stagnation de la consommation (Délibération n°2025-180 page 9).
Comme le note Philippe Ansel, auteur du rapport de la Fondation Concorde, cette charge unitaire de soutien aux EnR est supérieure :
au prix de marché évalué à 62 €/MWh (prix spot moyen estimé par la CRE pour 2025).
au coût de production du nucléaire existant de 60,7 € 2022/MWh (la CRE a remis son rapport au Gouvernement le 27 juillet 2023).
Elle se situe au niveau du coût de production du nouveau nucléaire évalué à 92,9 €2023/MWh pour un coût moyen pondéré du capital de 4 % par la Cour des comptes dans son rapport de janvier 2025 « La filière EPR : une dynamique nouvelle, des risques persistants ».
Alors que cette politique de soutien a été initiée par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 avec l’objectif que cette subvention soit transitoire pour accompagner les productions EnR vers la rentabilité et la compétitivité, 25 ans après, son montant, loin d’avoir baissé, est près du double de leur valeur sur le marché.
Engagements futurs : dans un scénario de prix bas (50 €/MWh), compatible avec les anticipations actuelles, les coûts cumulés des soutiens aux EnR pour la période 2024-2060 pourraient atteindre 216 à 258 Md€, dont une part significative liée à la PPE3-ancienne version (environ 100 Md€ pour les nouveaux projets). Voir l’avis du Comité de gestion des charges de service public de l’électricité sur le volet budgétaire de l’étude d’impact de la programmation pluriannuelle de l’Energie (2025-2030, 2031-2035) de métropole continentale.
Ce qui risque d’aggraver la facture
Sous l’injonction de Bruxelles, la France a fait le choix d’ajouter massivement des EnR dans son mix électrique. Le développement a accru les périodes de prix négatifs, comme l’a rappelé Vincent Berger, Haut-commissaire à l’énergie atomique, dans sa note à François Bayrou. Le mécanisme de prix garantis qui a été choisi pour soutenir les filières EnR a l’inconvénient d’inciter à développer la production. Si les producteurs soutenus en complément de rémunération (CR) sont contractuellement incités à s’arrêter, sous peine de perdre le bénéfice du complément du CR, en revanche, les producteurs sous obligation d’achat (OA) produisent à tout prix ; alors que leur coût d’arrêt est en général nul ou très faible selon la CRE. Les producteurs en CR perçoivent quant à eux une prime pour ne pas produire ce qui a aussi un coût final pour le contribuable (Etat reverse à EDF OA).
C’est ce qui est appelé la cannibalisation des EnR : de nombreuses installations EnR produisant simultanément (typiquement pour le solaire en milieu de journée) créent une surproduction qui fait chuter les prix sur les marchés de gros pendant leur période de production au point de devenir négatifs. Chaque nouveau mégawatt solaire installé contribue à réduire la valeur de tous les autres mégawatts solaires déjà en place. C'est un effet qui s'accentue exponentiellement avec le niveau de pénétration.
Le degré de cannibalisation est mesuré par le taux de captation du prix du marché, qui est le rapport entre le prix moyen obtenu par les producteurs EnR et le prix moyen du marché. La délibération N°2025-180 de la CRE indique par exemple que les producteurs solaires n’ont reçu de janvier à mai 2025 que 45 % du prix moyen du marché. Selon des analyses, chaque hausse de 1,5 % de la part du solaire dans le mix énergétique entraîne une perte de 10 % du capture rate ou taux de captation. Ce faible taux de captation du prix du marché France augmente considérablement la charge budgétaire pour l’Etat du fait des prix garantis par les régimes de soutien.
Pour comprendre le phénomène, l’auteur de la Fondation Concorde donne le calcul suivant :
Le prix de l’électricité au premier semestre 2025 est de 64 €/MWh
Si l’on prend le cas d’une installation photovoltaïque qui bénéficierait d’un tarif garanti de 70 €/MWh, on peut se dire que la différence entre ce tarif et le prix moyen du marché de 64€/MWh ne coûte pas cher au budget (6 €/MWh) Mais en réalité le producteur n’a vendu en moyenne qu’à 45 % du prix du marché, soit 31€/MWh. Il demande donc qu’on lui rembourse cette différence de 39 €/MWh (70-31), soit 6 fois plus. Le tarif garanti à 70 €/MWh coûte au budget 39 €/MWh.
C’est ce phénomène qui explique de manière prépondérante la sous-estimation systématique des charges de soutien par le CRE (sous-estimation de 2 milliards d’euros en 2025). Il engendre des dépenses pour l’Etat, qui compense aux acheteurs obligés (EDF) les ventes à prix négatif. La CRE en conclut que l'augmentation du nombre d’heures à prix faibles et proches de 0 €/MWh est une conséquence naturelle du développement d’installations à coût marginal proche de zéro, comme le solaire ou l’éolien. Cette augmentation est de nature à :
dégrader la rentabilité de l’ensemble des installations qui ne bénéficient pas de dispositif de soutien (en fonctionnement ou non lors de ces heures) dans la mesure où elles ne perçoivent pas de revenus sur un nombre d’heures plus conséquent ;
diminuer le prix capturé des installations EnR soutenues. Compte tenu des modalités des contrats de soutien, l’État porte budgétairement le risque de cannibalisation du revenu associé.
A titre de comparaison, la Fondation Concorde indique que l’Allemagne, qui soutient avec des mécanismes similaires à ceux appliqués en France une production électrique EnR de 215 TWh en 2024, s’est acquittée de charges de soutien de 15,5 Mds € qui devraient passer à 19 Mds € en 2029. Et la France se situerait entre 200 et 230 TWh de production soutenue pour les filières énergies renouvelables électriques avec la PPE3 entre 2035 et 2040.
Conclusion
La PPE3, en misant sur un mix équilibré entre nucléaire et EnR, tente de moyenner les risques technologiques et financiers. Elle prévoit une clause de revoyure en 2027. Mais comme on l’a vu, elle ne remet pas en cause l’augmentation des EnR, en particulier solaire, avec le risque majeur d’augmentation des coûts budgétaires et donc pour le contribuable consommateur. De plus, dans un contexte de stagnation de la consommation, l’augmentation de la production conduit à exporter une bonne part de la production supplémentaire installée. Cependant, tous les pays européens étant engagés - sous pression du Green Deal - dans la même course aux EnR, cela favorise un prix de gros de l’électricité durablement bas. Une situation qui n’est pas favorable à EDF non plus puisque face à des prix bas, les marges de l’énergéticien sont plus faibles et amputent sa capacité à financer ses investissements dans le nouveau nucléaire et dans le prolongement de ses anciens réacteurs. De surcroît ces investissements supplémentaires dans les EnR induisent des coûts supplémentaires d’adaptation du réseau électrique répercutés sur les consommateurs qui s’ajoutent à la charge en hausse de CSPE/accises sur l’électricité. Au final, on arrive au paradoxe suivant : une situation de surproduction qui, bien que tirant les prix de gros vers le bas, entraîne des charges supplémentaires pour le système électrique, qui augmentent le prix final pour le consommateur et freinent l’électrification des usages.
Cette situation devrait faire l’objet de propositions dans le cadre de la Mission Lévy–Tuot que le Premier ministre a confié à l’ancien PDG d’EDF et l’ancien DG de la CRE pour faire évoluer les mécanismes de soutien aux EnR. A ce titre, plusieurs réformes pourraient être envisagées : abandonner les prix garantis au profit de crédits d'impôt à l'investissement, inciter les producteurs à intégrer du stockage et à adapter leurs profils de production aux besoins du système, piloter les EnR année par année (et non sur horizon 2035).
