Lors du colloque national de France Renouvelables, qui s’est tenu les 7 et 8 octobre au Parc floral de Paris, j’ai animé pour la première fois une table ronde réunissant les représentants de sept formations politiques, à quelques mois de l’élection présidentielle. L’exercice ne pardonne pas l’approximation. Pour relancer, confronter les arguments et, parfois, apporter la contradiction, il faut maîtriser les mécanismes dont chacun se réclame. Pour distribuer la parole équitablement entre des positions très diverses, il faut aussi savoir distinguer ce qui relève du choix politique de ce qui relève du fonctionnement même du système.

Qui décide d'implanter des éoliennes ? Pourquoi le prix du gaz pèse-t-il sur celui de l’électricité ? Que finance vraiment la facture ? Pour être au rendez-vous, j’ai repris mes recherches depuis le début et mis à profit les échanges préparatoires avec plusieurs intervenants pour vérifier ma compréhension des mécanismes.

Le « pour les nuls » du titre est donc un clin d’œil, pas une promesse au rabais : il s’agit de donner les clés pour débattre en connaissance de cause d’un sujet devenu central dans le débat public. En voici la synthèse, en deux tribunes. La première pose les bases ; la seconde s’intéressera à la façon dont la question énergétique est en train de changer de nature.

Une règle physique avant toute chose

L’électricité impose une contrainte que peu d’autres biens connaissent : à chaque instant, ce qui est injecté sur le réseau doit correspondre à ce qui en est soutiré. Nucléaire, hydraulique, éolien, solaire, centrales au gaz, échanges avec nos voisins, stockage : tout doit s’emboîter en temps réel, face à une consommation elle-même fluctuante.

C’est RTE, gestionnaire du réseau de transport à haute et très haute tension, qui tient cet équilibre. Contrairement à une idée répandue, la variabilité des renouvelables n’a rien de nouveau pour lui. La consommation varie elle aussi, entre le jour et la nuit, la semaine et le week-end. Quant à la production éolienne ou solaire, elle se prévoit, au moins la veille, grâce à la météo.

Premier étage : décider

Le système repose sur une répartition des rôles souvent mal comprise. L’État fixe le cap : volumes de renouvelables, trajectoire nucléaire, objectifs d’électrification. Ces choix sont traduits dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), dont la troisième version a été publiée en février dernier.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) ne décide donc pas seule du nombre d’éoliennes à installer. Cette autorité administrative indépendante, créée en 2000 avec l’ouverture des marchés, régule les marchés et les réseaux. Elle encadre les tarifs d’utilisation des réseaux, surveille les marchés de gros et évalue les charges de service public. Pour les appels d’offres renouvelables, l’État lance la procédure ; la CRE instruit les dossiers et propose un classement.

Restent les gestionnaires de réseaux. RTE ne produit pas d’électricité : il la transporte et équilibre le système. Enedis exploite l’essentiel de la distribution. Pour simplifier, RTE gère les autoroutes de l’électricité, Enedis les routes départementales et locales.

Deuxième étage : vendre

Il n’existe pas un marché de l’électricité, mais plusieurs : le marché spot pour le lendemain, les marchés infrajournaliers, les marchés à terme pour les années à venir, et les contrats de long terme passés directement entre producteurs et consommateurs.

Sur le marché spot, les moyens de production sont appelés par ordre de coût marginal croissant. Une éolienne déjà installée produit un MWh supplémentaire quasiment sans coût. Une centrale à gaz, elle, doit acheter son combustible et payer son carbone. Lorsque le gaz est le dernier moyen nécessaire pour satisfaire la demande, c’est son coût qui fixe le prix pour tous les producteurs appelés. D’où l’influence disproportionnée du gaz pendant la crise énergétique.

Toute la production française ne se vend pas pour autant au prix spot : une large part est couverte à l’avance par des contrats ou des stratégies de couverture.

Troisième étage : sécuriser l’investissement

Un parc éolien ou solaire se finance aujourd’hui pour se rembourser sur vingt ou trente ans. Son développeur a donc besoin de visibilité sur ses recettes. Historiquement, l’État a utilisé deux outils.

Le tarif d’achat garantit au producteur un prix fixe, quelles que soient les fluctuations du marché. Il est très protecteur, mais coupé des signaux du système. Le complément de rémunération, désormais largement utilisé, est plus subtil. Le producteur vend sur le marché, et son contrat fixe un tarif de référence. Si ce tarif est de 70 €/MWh et que la référence de marché s’établit à 45 €/MWh, la collectivité verse, schématiquement, la différence. Lorsque les prix de marché dépassent le tarif de référence, le flux peut s’inverser : c’est alors le producteur qui reverse.

La durée de ces contrats compte autant que leur niveau. Pour le dixième appel d’offres éolien en mer, lancé cette année, l’État a porté la durée du complément de rémunération de 20 à 25 ans, un cadre que les développeurs jugent parmi les plus protecteurs d’Europe.

L’hypothèse d’un flux inversé n’a rien de théorique. Le dernier appel d’offres pour les centrales solaires au sol a retenu des projets autour de 60 €/MWh, quand l’électricité livrée en 2027 s’échange aujourd’hui nettement plus cher sur les marchés à terme. Autrement dit, le soutien public peut devenir une recette.

Reste le cas des prix négatifs, souvent mal interprété. Ils signalent qu’à un instant donné, un MWh supplémentaire a une valeur négative pour le système. Pour les contrats concernés, le complément n’est alors pas versé, et le producteur peut être rémunéré pour s’arrêter. Le dispositif ne paie donc pas pour produire une électricité inutile : il rend l’arrêt économiquement rationnel.

Quatrième étage : acheminer

Le réseau a un coût, couvert principalement par le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (Turpe), véritable péage du système. Encadré par la CRE, il finance RTE, Enedis et les entreprises locales de distribution, l’entretien des ouvrages et une partie des investissements liés à l’électrification. Le Turpe 7, qui couvre la période 2025-2028, a progressé au 1er août 2026 de 3,04 % en moyenne pour la distribution et de 3,34 % pour le transport.

Ce réseau doit aussi accueillir de nouveaux projets. La capacité d’accueil existe ; la vraie question est de savoir quand et à quel coût elle sera disponible. Les zones saturées couvrent environ 10 % du territoire, souvent rural et peu dense. Une cartographie publique oriente les porteurs de projets vers les zones où le raccordement est plus rapide. Une réforme est par ailleurs attendue pour les files d’attente de raccordement : elle doit les faire passer du « premier arrivé, premier servi » au « premier prêt, premier servi ».

Un mot, enfin, sur un vocabulaire trompeur. On a longtemps dit que la contribution au service public de l’électricité (CSPE) finançait les renouvelables. Ce n’est plus exact. L’ancienne CSPE a été intégrée à la fiscalité de l’électricité, aujourd’hui l’accise, tandis que les charges de service public de l’énergie, dont le soutien aux renouvelables, sont financées par le budget de l’État.

Cinquième étage : équilibrer

Pour tenir l’équilibre en permanence, RTE dispose de plusieurs outils qu’il ne faut pas confondre. Le mécanisme d’ajustement sert au quotidien : compenser l’arrêt imprévu d’une centrale, faire baisser une production excédentaire, lever une congestion locale. Les offres activées sont rémunérées.

Le mécanisme de capacité répond à une autre question : disposer de suffisamment de moyens pour passer la pointe d’hiver. Il rémunère des installations rarement sollicitées, comme certaines centrales à gaz, qui fermeraient sinon faute de rentabilité. Sa nouvelle version, désormais centralisée par RTE, s’appliquera à partir du 1er novembre.

Car l’équilibre ne repose plus seulement sur les centrales. La flexibilité vient aussi d’un industriel qui décale sa consommation, d’une batterie qui stocke aux heures d’abondance, ou d’un agrégateur qui rassemble des milliers de petites capacités pour peser sur le marché.

De l’Arenh au versement nucléaire universel

Reste le nucléaire historique, au cœur d’un changement discret mais profond. Jusqu’au 31 décembre 2025, l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh) obligeait EDF à céder une partie de sa production à ses concurrents, au prix de 42 €/MWh et dans la limite de 100 TWh. Quand le marché tournait autour de 50 €/MWh, l’écart restait modeste. À 200 ou 300 €/MWh, il devenait considérable, d’où des années de controverse sur le partage de la « rente nucléaire ».

Depuis 2026, la logique s’est inversée. EDF vend librement sa production. Lorsque ses revenus nucléaires dépassent 78 €/MWh, la moitié de l’excédent est prélevée, puis 90 % au-delà de 110 €/MWh, au profit des consommateurs. C’est le versement nucléaire universel (VNU). Avec des revenus estimés autour de 66 €/MWh, il ne redistribuera rien cette année : son tarif a été fixé à zéro pour 2026.

Une question qui change

Décider, vendre, sécuriser, acheminer, équilibrer : ces cinq étages suffisent à comprendre l’essentiel du système électrique français. Mais ils laissent entrevoir un déplacement plus profond.

Pendant longtemps, la question dominante a été : combien coûte la production d’un MWh ? Elle devient : combien vaut ce MWh au moment où le système en a réellement besoin ? C’est à cette question, et à ce qu’elle change pour les renouvelables, que je consacrerai ma prochaine tribune.

Cette synthèse rédigée par David ASCHER, directeur de publication d'Actu-Environnement,  s’appuie sur des recherches et sur les échanges préparatoires menés avec plusieurs acteurs du colloque national de France renouvelables, que je remercie : les cabinets d’Emmanuelle Wargon, présidente de la Commission de régulation de l’énergie, et d’Émilie Piette, présidente du directoire de RTE ; Anne Georgelin, adjointe au chef du bureau des énergies renouvelables hydrauliques et marines à la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) ; Pauline Bertrand, directrice générale d’EnBW Offshore France ; Christian Buchel, président de l’Union française de l’électricité (UFE) ; Pascale Courcelle, directrice du financement de l’immobilier, de l’énergie et de l’environnement de Bpifrance ; Benjamin Haas, directeur de la régulation France d’Engie et administrateur du Syndicat des énergies renouvelables (SER) ; Ken Ilacqua, directeur éolien en mer de Q Energy ; Hélène Macela-Gouin, vice-présidente Secure Power et Data Centers de Schneider Electric France ; Quentin Perrier, senior manager en économie de l’énergie et du climat chez Deloitte ; Lydie Sartout-Roumilhac, directrice Territoires d’Enedis. Elle tient également compte de l’intervention de Maud Bregeon, ministre déléguée chargée de l’Énergie, lors du colloque, le 7 octobre 2026. L'écriture de cette tribune a été effectuée avec le concours de l'IA.

Références : délibérations de la CRE n° 2026-104 (transport) et n° 2026-105 (distribution) du 21 mai 2026 (évolution du Turpe au 1er août 2026) ; arrêté du 27 mars 2026 fixant le tarif unitaire de minoration du versement nucléaire universel pour 2026 ; décret n° 2026-76 du 12 février 2026 relatif à la programmation pluriannuelle de l’énergie.