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Résumé :
- Compétitivité accrue : Le recul des coûts de production (LCOE) du solaire et de l’éolien resserre l’écart avec les prix de marché.
- Mécanisme de régulation : Le complément de rémunération permet à l’État de percevoir des recettes lorsque les prix de marché sont élevés.
- Efficience budgétaire : Selon l’analyse du Trésor, le coût du soutien cible pour les nouveaux projets s’établit à 27 €/MWh.
- Calendrier de déploiement : Les EnR (3 à 7 ans de développement) sont mobilisables dans des délais courts pour répondre à la demande électrique d’ici 2035, en parallèle du nouveau nucléaire (10 ans et plus).
Une analyse publiée le 16 février 2026 par la Direction générale du Trésor examine les enjeux économiques du soutien aux énergies renouvelables (EnR). Le document indique que le recul des coûts de production a modifié le profil financier de ces technologies. Si le soutien public ne disparaît pas, les auteurs prévoient que son niveau unitaire pour les nouvelles installations s’allégera nettement.
Cette trajectoire s’inscrit dans un contexte d’électrification des usages (transports, industrie, bâtiment). Pour couvrir la hausse de la consommation prévue sur la prochaine décennie, les projections soulignent la complémentarité des filières. Les EnR électriques constituent un levier de court et moyen terme, tandis que le nouveau nucléaire s’inscrit sur un horizon supérieur à dix ans.
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Le complément de rémunération : un outil visant à stabiliser les revenus
La France privilégie désormais le complément de rémunération pour soutenir les nouvelles capacités. Ce dispositif, qui représentait 70 % des contrats engagés sur la période 2023-2024, expose les producteurs au marché tout en encadrant leurs revenus.
Dans ce système de contrat de différence, l’État verse l’écart entre le prix de marché et un prix de référence fixé par contrat. À l’inverse, lorsque les prix de marché sont élevés, les producteurs reversent l’excédent à l’État. L’étude décrit ce mécanisme comme un levier limitant l’exposition budgétaire en cas de fortes tensions sur les prix de l’électricité.
Selon le rapport, le coût du soutien via ce dispositif est de 27 €/MWh en 2025, un montant quatre fois inférieur à celui des anciens contrats d’obligation d’achat. Pour 2025, la dépense prévisionnelle associée est de 654 millions d’euros (pour 24 TWh), soit environ 11 % de l’enveloppe totale dédiée aux EnR électriques (6,2 milliards d’euros).
La performance technologique comme facteur de réduction des aides
La moindre intensité du soutien unitaire n’est pas le signe d’un retrait des dispositifs d’aide, mais s’explique notamment par le gain de performance du solaire et de l’éolien. Cette évolution permet aux filières renouvelables de renforcer leur position économique en se rapprochant des prix de marché.
L’analyse précise toutefois une particularité française : en 2025, le prix de l’électricité y demeure inférieur de 32 % à celui de l’Allemagne et de 49 % à celui de l’Italie. Ce niveau de prix relatif explique pourquoi un accompagnement public reste nécessaire dans l’Hexagone pour assurer l’équilibre des projets, là où certaines installations atteignent la rentabilité sans aide dans des pays où les prix de marché sont plus élevés.
Le fait qu’une filière nécessite un soutien plus faible par MWh produit illustre, selon les auteurs, le rapprochement progressif des coûts de production avec les réalités du marché de gros.
Horizon 2030-2035 : Les EnR face à la hausse de la demande
La hausse attendue de la consommation d’électricité doit être couverte par de nouvelles capacités. Les EnR électriques comptent parmi les solutions capables de monter en charge rapidement pour répondre à ces besoins d’ici 2035.
L’étude anticipe une baisse continue des coûts : pour le solaire et l’éolien, le coût complet de production des nouvelles installations devrait se situer autour de 80 €/MWh d’ici 2035 (en euros 2024), contre 120 €/MWh en moyenne aujourd’hui. Par conséquent, l’impact budgétaire marginal de chaque nouveau mégawattheure installé sera plus faible que celui des parcs historiques.
Cette massification expose toutefois davantage le budget de l’État aux variations des prix de marché. Le basculement vers le complément de rémunération est ainsi présenté comme un transfert partiel du risque de prix vers les producteurs, permettant d’assurer une meilleure maîtrise de la dépense publique.
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Cette trajectoire illustre la montée en puissance industrielle des filières renouvelables. Les nouvelles installations requièrent un accompagnement financier moins dense car leurs coûts de construction et de financement ont nettement diminué.
L’analyse conclut sur l’importance de la stabilité du cadre réglementaire. L’incertitude sur les prix futurs de l’électricité demeure un facteur de risque pour les investisseurs. Selon la trajectoire présentée par le Trésor, la visibilité sur les revenus sera une condition déterminante pour que la réduction du soutien unitaire se confirme effectivement d’ici 2035.
