Le consommateur français croit connaître le prix de son électricité. Il regarde sa facture : environ 240 €/MWh TTC. Ce chiffre est exact pour le prix payé au fournisseur. Mais il ne répond pas à une question beaucoup plus intéressante : combien coûte réellement à la collectivité française le système électrique qui produit et distribue ce MWh ?
La différence peut être considérable.
Un MWh français ne coûte pas seulement ce qui apparaît sur la facture. Une partie des dépenses est payée par l’État, donc par l’impôt. Une autre passe par les tarifs d’utilisation des réseaux. Une autre encore apparaît dans les comptes d’EDF, de RTE ou d’Enedis. Et certaines conséquences économiques — perte de valeur d’actifs, moindre compétitivité industrielle, emplois ou recettes fiscales — ne figurent nulle part comme une « taxe sur le MWh ».
Il faut donc distinguer trois notions : le prix payé par le consommateur, le coût direct du système électrique et son coût économique complet.
1. 240 €/MWh : le prix visible
Le prix TTC payé par le consommateur résidentiel est de l’ordre de 240 €/MWh. Il comprend l’énergie, l’acheminement, les coûts commerciaux, l’accise sur l’électricité et la TVA.
Mais une partie des coûts du système électrique est précisément conçue pour ne pas apparaître directement sous cette forme.
2. Le premier transfert : le budget de l’État
Le soutien public aux énergies renouvelables n’est pas gratuit parce qu’il ne figure pas directement sur la facture.
La Cour des comptes estime que les contrats de soutien à la production d’électricité renouvelable et de biométhane ont représenté 26,3 milliards d’euros entre 2016 et 2024. Et, à fin 2024, les engagements financiers restant à courir étaient estimés à 87 milliards d’euros. (Participation Citoyenne)
En 2026, les charges de service public de l’énergie constituent encore plusieurs milliards d’euros de dépenses ou de moindres recettes publiques.
Rapportées à environ 450 TWh de consommation électrique annuelle, quelques milliards d’euros représentent rapidement plusieurs euros par MWh.
Dans une hypothèse haute d’imputation au système électrique soutenu : +20 €/MWh.
Le compteur est déjà à 260 €/MWh.
3. Le réseau : indispensable, mais pas gratuit
L’intermittence ne produit pas seulement des électrons variables. Elle modifie aussi les flux sur le réseau.
Il faut raccorder de nouvelles installations, renforcer certaines lignes, gérer des congestions, développer des capacités de flexibilité et adapter le système à des injections très variables dans l’espace et dans le temps.
Mais soyons précis : il serait faux d’imputer à l’éolien et au photovoltaïque l’intégralité des investissements de RTE et d’Enedis. Une partie concerne le renouvellement normal du réseau et l’électrification des usages.
Une hypothèse haute mais encore défendable peut néanmoins retenir 25 €/MWh pour la fraction des coûts d’infrastructure et d’adaptation spécifiquement associée au développement d’un système très intermittent.
285 €/MWh.
4. L’équilibrage a également un prix
Un réseau électrique doit équilibrer en permanence production et consommation.
Avec une production pilotable, une grande partie de cet ajustement est assurée directement par les moyens de production. Avec une forte proportion de production variable, le système doit multiplier les mécanismes d’équilibrage, de réserve, de flexibilité et de gestion des congestions.
RTE publie ces coûts dans ses comptes et rapports. Ils sont réels, même s’ils ne sont évidemment pas tous imputables aux renouvelables.
Hypothèse haute d’imputation : +15 €/MWh.
Nous sommes à 300 €/MWh.
5. Le coût le plus difficile à voir : la dévalorisation du nucléaire
C’est ici que le raisonnement économique devient beaucoup plus intéressant.
Une centrale nucléaire a des coûts fixes considérables. Elle produit cependant un MWh supplémentaire à un coût marginal relativement faible.
Lorsque de grandes quantités d’éolien ou de photovoltaïque arrivent simultanément sur le marché, elles peuvent faire fortement baisser le prix de marché aux heures de forte production renouvelable.
Le phénomène est connu : c’est la « cannibalisation » de la valeur de la production intermittente elle-même, mais il affecte également les moyens pilotables existants.
Le nucléaire peut alors être contraint de moduler ou de vendre une partie de sa production à des prix très faibles.
Cela ne signifie pas que le nucléaire devient coûteux à produire. Au contraire : la CRE évalue le coût complet du parc nucléaire historique à 60,3 €/MWh pour 2026-2028, après prise en compte des coûts d’exploitation et de capital. (Commission de Régulation de l’Énergie)
Le problème est la différence entre coût de production et valeur de marché.
Si le MWh nucléaire coûte environ 60 €/MWh mais que certaines heures de marché conduisent à une valorisation beaucoup plus faible, la perte de valeur économique doit bien être supportée quelque part.
Elle ne constitue pas automatiquement une subvention publique et ne doit surtout pas être comptée deux fois. Mais dans un calcul de coût sociétal, elle mérite d’être étudiée.
Dans notre scénario haut : +30 €/MWh.
330 €/MWh.
6. Et EDF ?
EDF appartient majoritairement à l’État.
Une diminution durable de la valeur économique du parc nucléaire peut donc avoir des conséquences sur le résultat de l’entreprise, sa capacité d’autofinancement, ses investissements futurs et, selon les années, les dividendes et recettes fiscales revenant à l’État.
Il ne faut cependant pas présenter chaque euro de bénéfice perdu comme un « impôt supplémentaire » : ce serait économiquement incorrect.
Dans notre scénario haut, nous retenons néanmoins 15 €/MWh pour les effets financiers et fiscaux indirects associés.
345 €/MWh.
7. Le coût industriel
C’est le poste le plus délicat — et potentiellement le plus important.
L’électricité n’est pas seulement un produit consommé par les ménages. Elle est un facteur de production majeur pour l’industrie : métallurgie, chimie, verre, papier, ciment, automobile, centres de données, agroalimentaire, etc.
Une électricité durablement plus chère ou moins prévisible peut affecter les investissements, les marges, la localisation des activités et donc l’emploi.
Mais il serait scientifiquement impossible de dire : « X emplois ont été détruits par l’éolien et le solaire ».
Il faut construire un scénario contrefactuel : que se serait-il passé avec un système électrique différent ?
Dans une hypothèse haute, on peut réserver 35 €/MWh à cet effet macroéconomique.
380 €/MWh.
8. Les emplois et les recettes fiscales
Une activité industrielle perdue ne signifie pas seulement un chiffre d’affaires perdu.
Elle entraîne potentiellement moins de salaires, moins de cotisations sociales, moins d’impôt sur les sociétés, moins de TVA et davantage de dépenses publiques.
Là encore, le chiffre ne peut pas être directement observé sur une facture d’électricité.
Hypothèse haute : +20 €/MWh.
On arrive ainsi à :
≈ 400 €/MWh.
Mais ce chiffre doit être correctement nommé.
Ce n’est pas « le prix officiel de l’électricité française ».
Ce n’est pas non plus « le coût de l’éolien et du solaire ».
C’est un scénario haut de coût sociétal complet, obtenu en additionnant au prix TTC des postes économiques qui ne sont normalement pas réunis dans la facture du consommateur.
Le calcul est donc :
240 €/MWh : prix TTC visible
- 20 €/MWh : soutien public imputé
- 25 €/MWh : adaptation du réseau
- 15 €/MWh : équilibrage, réserves et congestion
- 30 €/MWh : dévalorisation économique du nucléaire
- 15 €/MWh : effets EDF, dividendes et fiscalité
- 35 €/MWh : effet sur la compétitivité industrielle
- 20 €/MWh : effets emploi, cotisations et fiscalité
= environ 400 €/MWh.
Sur 450 TWh annuels, l’écart entre 240 et 400 €/MWh représente 72 milliards d’euros par an.
72 milliards d’euros : c’est l’ordre de grandeur qu’il faudrait pouvoir expliquer avant d’affirmer que le prix affiché sur la facture représente le coût réel du système électrique.
Mais il faut également accepter la conclusion inverse : ces 72 milliards ne sont pas aujourd’hui démontrés comme une dépense annuelle comptable. Une partie correspond à des dépenses publiques effectivement constatées ; une autre à des coûts de système ; une autre encore à des pertes économiques hypothétiques.
C’est précisément pourquoi le débat devrait porter non sur des slogans, mais sur le coût complet du système électrique.
Le véritable exercice scientifique serait de comparer deux scénarios cohérents :
A — système fortement nucléaire et hydraulique, avec une intermittence limitée ;
B — système nucléaire + hydraulique + forte pénétration éolienne et photovoltaïque, avec les réseaux, réserves, flexibilités et coûts économiques associés.
Il faudrait alors calculer, poste par poste, le différentiel entre A et B.
Ce différentiel serait beaucoup plus intéressant que le simple prix de marché d’un MWh.
Car une chose est certaine : le prix auquel un MWh est vendu n’est pas nécessairement le coût économique total de l’organisation qui permet de le produire et de le distribuer.
Et lorsque plusieurs dizaines de milliards d’euros sont répartis entre facture d’électricité, budget de l’État, entreprises publiques, investissements de réseau et économie productive, l’addition devient invisible.
Le premier travail d’une politique énergétique rationnelle devrait précisément être de rendre cette addition visible.
(IA)
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