Hausse du prix de l’électricité en France : quelles causes et quelles conséquences ?
Entre investissements colossaux dans le nucléaire, soutien aux énergies renouvelables et modernisation du réseau, l’addition finale pourrait peser lourd sur les consommateurs.
Prix de l’électricité en hausse : une tendance durable
Après une période d’inflation marquée, les Français doivent s’attendre à une nouvelle flambée de leurs factures d’énergie. Les raisons sont multiples : la relance de la filière nucléaire, la modernisation des infrastructures, mais aussi la fin progressive des dispositifs qui maintenaient artificiellement les prix bas, comme l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh)
« En l’état actuel des choses, à l’horizon 2040-2050, les prix de l’énergie seront plus élevés qu’aujourd’hui », avertit Boris Solier, maître de conférences en économie à l’université de Montpellier. Cette hausse ne concerne pas seulement les ménages : les entreprises industrielles, très dépendantes de l’électricité pour leur compétitivité, devront aussi absorber une partie de ces coûts.
Investissements nucléaires : un coût faramineux
La prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires existantes a déjà mobilisé environ 50 milliards d’euros pour renforcer la sûreté et moderniser les installations. Mais le chantier le plus ambitieux reste la construction des six nouveaux réacteurs EPR, annoncés pour 2035-2040.
Officiellement évaluée à 67 milliards d’euros, la facture réelle pourrait grimper à 80, voire 100 milliards. Ces montants dépassent de loin les prévisions initiales et soulèvent des inquiétudes sur leur financement. « Les futurs EPR auront du mal à sortir de l’électricité en dessous de 100 euros le mégawattheure », souligne un expert. À titre de comparaison, la Commission de régulation de l’énergie anticipe un prix de gros autour de 60 euros/MWh dans les prochaines années.
La question devient donc stratégique : faut-il investir massivement dans de nouvelles capacités nucléaires alors que la demande en électricité progresse moins vite que prévue ? Ou privilégier la prolongation du parc existant, qui produit déjà une électricité bas-carbone compétitive ?
Énergies renouvelables : des infrastructures à financer
En 2025, l’État consacre près de 6 milliards d’euros aux énergies renouvelables (ENR). Si les subventions ont tendance à diminuer, leur poids reste significatif. Les contrats de soutien les plus coûteux arriveront à expiration à partir de 2029-2030, ce qui devrait réduire la charge budgétaire. Mais la transition énergétique ne s’arrête pas là : il faudra financer le stockage de l’électricité, indispensable pour compenser l’intermittence du solaire et de l’éolien.
Un modernisation du réseau électrique à financer
Le réseau de transport et de distribution d’électricité, construit pour l’essentiel au XXe siècle, doit aujourd’hui faire face à un double défi : vieillir moins vite et s’adapter au changement climatique et à la décentralisation de la production. Éoliennes en mer, fermes solaires, autoconsommation : ces nouvelles sources d’électricité se multiplient et bouleversent un système historiquement conçu pour des centrales nucléaires centralisées.
Pour autant, selon RTE, les 100 Mds d’euros à investir jusqu’en 2040 vise principalement à adapter le réseau Haute Tension et Très Haute Tension pour faire face à l’évolution de la consommation électrique. Et du côté d’Enedis, les coûts de l’évolution du système de distribution sont évalués à 96 milliards d’ici 2040 pour le renforcement, la modernisation et à la résilience du réseau de distribution face aux évolutions climatiques.
L’enjeu est stratégique : sans réseau moderne et flexible, impossible d’intégrer pleinement les nouvelles capacités ni assurer la stabilité du système.
Quelles solutions pour éviter l’explosion des factures ?
Plusieurs pistes émergent pour limiter la hausse des prix. Certains experts recommandent de concentrer les efforts sur la prolongation de la durée de vie du parc nucléaire actuel et l’optimisation de sa performance. « La France aurait intérêt à mettre le paquet sur la prolongation de la durée de vie du parc existant », estime Boris Solier.
Une autre piste consiste à responsabiliser les producteurs d’énergies renouvelables, en ne rémunérant pas certaines heures de production lorsque les prix de marché sont négatifs. « Par exemple, sur les nouveaux contrats, il y aurait 300 heures de prix négatif par an qu’on ne rémunérerait pas », explique Nicolas Goldberg, spécialiste énergie du think tank Terra Nova.
Enfin, l’électrification de la demande apparaît comme un levier crucial. « Jusqu’ici, nous avons mené une politique de l’offre, centrée sur la production. Il est grand temps de s’occuper de la demande », rappelle le député Raphaël Schellenberger. Encourager les ménages à se tourner vers les pompes à chaleur, soutenir les industries électro-intensives et accélérer l’adoption de la voiture électrique permettraient de stabiliser le système et de donner un sens aux investissements de production.
Une stratégie énergétique à repenser
La France doit trouver un équilibre entre sécurité d’approvisionnement, transition énergétique et protection du pouvoir d’achat. « Dire que les factures d’électricité vont baisser est une hérésie économique », insiste Alexandre Grillat. La future programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) sera décisive : elle devra arbitrer entre investissements nécessaires et risques de surcoûts inutiles.
COMMENTAIRES
« Le réseau devra s’adapter au changement climatique et à la décentralisation de la production. Éoliennes en mer, fermes solaires, autoconsommation : ces nouvelles sources d’électricité se multiplient et bouleversent un système historiquement conçu pour des centrales nucléaires centralisées »
Donc rapprocher les sites de production de ceux de consommation, minimisant le besoin de faire transiter de fortes puissances sur de longues distances comme avec la production hyper centralisée ayant conduit au réseau mal adapter aux renouvelables que nous avons aujourd’hui. C’est donc une erreur de persister dans cette anomalie historique avec les construction de ces EPR nouveaux.
La meilleure solution est certainement de faire durer le nucléaire amorti en attenadant d’avoir construits suffisamment de parcs éoliens notamment en mer dont les cotes baignent la plus longues partie des frontieres françaises et ou se trouvent les villes importantes. Dans le même temps nous auront eu aussi le temps de multiplier les surafaces de capturres solaires notamment en toiture et de développer les dispositifs de stockage tant en batteries pour assurer l’alternence jour/nuit qu’avec des STEPs. la prolongation du nucléaire amorti nous laisse une facilité sur 15 à 20 ans, et peut-être même plus.
Et quel pays a pu réaliser un tel exploit ?
Je vous en citerais 50, chacun ayant mis à profit ses spécificités partiuclieres, vous trouveriez pour tous que ce n’est pas comparable à la France, car effectivement il n’y a qu’une seule France sur la Planète bénéficiant de trois façades maritimes, de vallées profondément encaissées dans des massifs montagneux qui couvrent plus du quart de la surface du pays permettant l’utilisation d’une puissance hydraulique puissante, une géothermie de surface exploitable sur la quasie totalité du pays…. des conditions exceptionnelles que pourraient nous envier tous ceux déjà nombreux qui ont dépassé 80% de leur mix électriques avec des avantages naturels souvent bien inférieur. Par ailleurs, c’est bien une conduite de pleutre de dire que si d’autres ne font pas avant nous nous ne feront rien nous même en ce sens.
Pour changer un peu je ne vous parlerai pas de la Norvège et m’éloignerai un peu de la facilité en vous parlant du Brésil, entre autres tout en vous signalant un site interessant sur ce sujet :
https://www.revolution-energetique.com/fiches-pedagogiques/quels-pays-ont-un-mix-electrique-100-renouvelable/
Il faut bien sur intégré que le monde entier est sur un chemin vers le 100% renouvelable et que la pris de conscience de cette nécéssité est assez récente puisque le premier article alarmiste du GIEC ne date que de 1990, soit seulement 35 ans et qu’il faut certainement plus d’un demi siècle pour changer de paradigme, sutout quand il s’agit de mettre en oeuvre des dispositifs dont la constuction elle même, à l’échelle d’un pays, dont l’étalement se fait sur cet ordre de grandeur. Ceux qui s’approchent aujourd’hui très près de cet objectif ont donc réalisé un exploit et malheureusement un exploit passé sous silence, souvent étouffé par ceux qui l’avaient affirmé impossible.
Rochain
Votre site indique « ces performances sont majoritairement obtenues par l’exploitation de l’hydroélectricité, dans des pays faiblement peuplés et bénéficiant d’une géographie très avantageuse ». Ce n’est pas le cas de la France et vous faisiez référence aux énergies renouvelables variables. Vous êtes donc complètement hors de votre sujet précédent !
Rien de nouveau dans cet article : la stratégie de la France est bien de prolonger le plus possible (60 ans voire 80 ans) la durée de fonctionnement de son parc nucléaire, et de commencer son renouvellement à partir de 2038.
Reste le problème épineux des énergies intermittentes (solaire et éolien), qui pénalisent le système électrique de plusieurs façons :
– les subventions à leurs constructeurs auxquels sont garantis des prix d’achat délirants, bien au dessus des 60 €/MWh du nucléaire, et que payent in fine les contribuables
– leur intermittence, qui oblige à déconnecter des centrales quand elles produisent à plein (notamment le solaire en milieu de journée de printemps et d’été), tout en continuant à rémunérer leur non-production : au secours, Kafka !
– la dé-rentabilisation du nucléaire qui doit moduler sa puissance afin de compenser l’intermittence de ces énergies, en n’étant pas rémunéré pour le manque-à-gagner !
– le réseau électrique qu’il faut considérablement remanier pour raccorder ces énergies décentralisées (RTE et Enedis demandent 200 milliards d’€ d’ici à 2040, dont une bonne part pour ces énergies intermittentes)
– et les installations de stockage qui vont devenir nécessaires si on continue de développer ces sources intermittentes sans retenue
Voilà pourquoi la PPE3, le décret qui fixera le volume de ces énergies intermittentes à créer dans la décennie à venir, est bloqué : compte tenu de ce qui précède, il est urgent de stopper leur développement, d’autant que le nucléaire suffit largement (il produit 25 % de plus que les besoins) sans les inconvénients précités.
Et pour en revenir au coût de l’électricité, le coût de production n’intervient qu’à la marge. Les prix de gros (en moyenne depuis quelque temps) et les diverses taxes ont beaucoup plus d’influence sur celui-ci. https://labellenergie.fr/quels-facteurs-permettent-de-fixer-le-prix-de-lelectricite/ « Pour faire simple, les fournisseurs d’énergie achètent de l’électricité aux producteurs à un prix de gros déterminé par le cours européen du MWh, et ce quelle que soit l’origine de l’électricité. Ils revendent ensuite cette électricité au consommateur final en appliquant leur marge.
Le prix de l’électricité ne dépend donc pas de son origine, ni de son coût de production, mais bien du cours du MWh. Or, ce dernier est principalement dicté par la loi de l’offre et de la demande, par les conditions météorologiques et par le cours des autres énergies. D’où qu’elle vienne, d’une éolienne ou d’une centrale thermique, l’électricité est vendue au même prix sur les marchés ».
Pour revenir au texte de cet édito quelque peu partisan comme d’hab !
Hausse du prix de l’élec est une tendance durable, C’est vrai que son prix a doublé depuis 10 ans avec l’arrivée des intermittents !
Cette hausse continuera aussi avec les subventions aux ENR intermittents et à leur prix garantis, ce qui induit des charges pour EDF de 10.9 milliards d’€ pour 2025 et de 12.9 pour 2026 !
La hausse due à la relance du nucléaire n’a pas encore eu lieu et la prolongation de l’existant à 60 ans voire 80 ans n’est pas une utopie, mais il faut arrêter de casser ce bel outil en donnant la priorité aux renouvelables sur le réseau comme il est prévu voire de l’amplifier. Ce qui provoque des stress thermiques et la Corrosion sous contrainte sur les auxiliaires du circuit primaire des centrales nucléaires. Le nucléaire et son complément l’hydraulique ont permis à ce tandem de suivre la consommation d’élec du pays pendant des décennies sans fausse note !
Surtout qu’en France la consommation d’élec stagne par soucis d’économie (particuliers et industriels) mais aussi à cause d’une désindustrialisation « lourde » et mortifère pour le pays.
Faut-il alors investir massivement ds les renouvelables intermittents alors que, d’une part, nous avons une des meilleures intensités carbones de l’UE (ns sommes en moyenne 10 fois meilleurs que les Allemands malgré leur armada d’intermittents). D’autre part, nous constatons qu’entre avril et septembre les prix de gros de l’élec deviennent négatifs car ils produisent de trop ! De plus en hiver (anticyclonique brumeux) ils sont aux abonnés absents. Tout cela fait qu’il y a des risques de blackout longs pour excès de tension d’avril à septembre comme en Ibérique (ils ne veulent l’admettre mais tout le monde le sait !). Mais aussi en périodes hivernales froides par manque d’énergies pilotables disponibles comme cela est possible chez les Allemands.
RTE et Enédis veulent dépenser 200 milliards d’€ pour 2040 afin de compenser hypothétiquement cette intermittence. On ferait mieux de les prévoir pour relancer les RNR de type Superphénix ce qui nous permettrait de boucler le cycle en traitant ainsi les déchets et garantir une autonomie énergétique de 2 millénaires !
Stratégiquement il faut arrêter la PPE3 et ses dépenses abyssales prévues (~300 milliards) au niveau des ENR i. F Bayrou a repoussé sa publication par décret en tenant compte d’un rapport confidentiel alarmant sur la surcapacité de production électrique du pays.
Cet édito du monde de l’énergie est donc biaisé mais cela n’est pas nouveau..
Quel rapport direct entre les ENR et le contenu carbone de l’électricité ? Difficile à démontrer dans le cas de la présence d’un parc nucléaire comme en France : https://www.nowtricity.com/