La gazette du carbone

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The Shifters - Les bénévoles du Shift Project

Chaque semaine, nos propositions tirées de l’expertise du Shift Project pour intégrer les enjeux climatiques au débat parlementaire.

2026 | Semaine 35

Chère lectrice, cher lecteur,

En pleine crise budgétaire, le gouvernement a interrogé deux experts au sujet du financement publique des ENR.
Sujet brûlant, nous devions nous pencher sur ce rapport.

Bonne lecture !

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Questions émissions

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Le rapport Lévy-Tuot : la France doit optimiser son soutien public aux énergies renouvelables (798)

Questions émissions rapport commandé par le gouvernement

Le rapport Lévy-Tuot interroge l’efficacité et la pertinence des critères du soutien public aux énergies renouvelables

Un rapport commandé par le gouvernement

En décembre 2025, le Premier ministre Sébastien Lecornu a confié une mission à Jean-Bernard Lévy (président du Conseil Français de l’Énergie, ex-PDG d’EDF) et à Thierry Tuot (président de section au Conseil d’État) : repenser le soutien public aux énergies renouvelables électriques et au stockage d’électricité. Le rapport1 , rendu en avril 2026, formule 45 recommandations. Il ne remet pas en cause les objectifs climatiques de la France, mais propose comment mieux dépenser l’argent public pour atteindre les objectifs de la décarbonation.

Le paradoxe français

La production solaire et éolienne a fortement augmenté: en 2025, l’éolien a produit 49.6 TWh2, soit 9.1 % du mix électrique français, le solaire a contribué à hauteur de 32.9 TWh, soit 6 % du mix : les deux filières représentant donc ensemble 15% de la production nationale. Mais la demande électrique stagne depuis plus d’une décennie : la France consomme toujours moins d’électricité qu’en 2019, faute d’électrification suffisante des différents secteurs (notamment transport, chauffage et industrie). Résultat, les prix de marché sont parmi les plus bas d’Europe.
L’État garantit aux producteurs d’énergie renouvelable un prix minimum pendant vingt ans. Si le prix du marché descend en dessous de ce seuil, l’État paie la différence. Quand les prix s’effondrent, la facture s’envole. La Charge de Service Public de l’Énergie (CSPE) pour le photovoltaïque et l’éolien a atteint 2.6 Md€ en 2024, 5.3 Md€ en 2025, et au moins 6.8 Md€ en 2026. On pourrait dépasser les 10 Md€ / an d’ici cinq ans.
Le diagnostic des auteurs est accablant. Le parc ENR a été construit au fil de vingt-cinq ans d’impulsions successives, sans vision d’ensemble. Certains contrats signés il y a quinze ans sont devenus très coûteux. Deux autres problèmes structurels aggravent cette situation. D’abord, la « cloche solaire » : aux heures d’ensoleillement intense, la surproduction d’électricité fait chuter les prix de marché jusqu’à des niveaux négatifs une bonne partie de l’année, ce qui augmente d’autant la charge financière de l’État. Ensuite, les coûts des projets ENR en France sont 10 à 20 €/MWh plus élevés que chez nos voisins européens, en raison de la complexité administrative, des délais d’instruction excessifs et de la spéculation foncière.

Les 5 leviers du rapport

Les contrats existants : peu de marge de manœuvre
Sur les contrats déjà signés, l’Etat pourrait proposer aux producteurs de renégocier volontairement : sortir du contrat sans pénalité en échange de la signature d’un PPA (Projet Partenarial d’Aménagement) avec un consommateur industriel, ou allonger la durée du contrat en échange d’un soutien annuel réduit. Ce sont des solutions dont l’impact financier restera limité. Sur les contrats déjà signés, l’Etat pourrait proposer aux producteurs de renégocier volontairement : sortir du contrat sans pénalité en échange de la signature d’un PPA (Projet Partenarial d’Aménagement) avec un consommateur industriel, ou allonger la durée du contrat en échange d’un soutien annuel réduit. Ce sont des solutions dont l’impact financier restera limité. Parmi ces contrats déjà signés, un traitement spécifique est recommandé pour les anciens contrats solaires aux tarifs les plus élevés, dits « S6-S10 » : le rapport propose de consolider le mécanisme d’écrêtement des surprofits mis en place par la loi de finances 2026, dont la solidité juridique n’est pas encore confirmée.

Les nouvelles installations : la réforme des appels d’offres

C’est le cœur du rapport. Le système actuel repose sur des appels d’offres réguliers au terme desquels l’État garantit un prix pendant 20 ans. Le rapport propose de modifier plusieurs paramètres techniques pour réduire la facture sans décourager les projets. Parmi les recommandations notables, voici les quatre leviers principaux :

Levier 1 : Modifier le calcul du prix de marché de référence (M0)

Le M0, « prix de marché de référence », est aujourd’hui calculé sur la moyenne des prix spot de l’électricité sur le marché de gros pendant 24 heures, mis à jour mensuellement. Pour les installations en complément de rémunération, l’État verse au producteur une prime se rapportant au M0.

Le problème posé par les heures à prix négatifs

Quand il y a beaucoup de soleil l’après-midi (pic de production) mais peu de demande, les prix spot peuvent devenir négatifs : les producteurs paient littéralement pour injecter de l’électricité. Le M0 actuel inclut ces heures négatives dans sa moyenne mensuellement, ce qui le déprécie artificiellement et gonfle la prime de l’État par compensation. Le rapport estime que le calcul actuel crée une « pression déflationniste sur le prix de marché de référence M0 ». C’est une perte sèche pour l’État qui déresponsabilise les producteurs.

La Recommandation n° 15 : modifier le calcul du prix «M0 », en adoptant, toutes filières confondues, une référence nationale sur 24 heures, moyennée sur le mois, en excluant les prix négatifs.

Levier 2 : Généraliser les appels d’offres technologiquement neutres

Qu’est-ce qu’un appel d’offres neutre ?
Aujourd’hui, les appels d’offres pour les nouveaux projets ENR sont séparés par technologie : un appel d’offres pour l’éolien terrestre, un pour le solaire au sol, un pour l’éolien en mer. Chaque technologie concurrence donc uniquement avec elle-même. L’État définit aussi implicitement une « enveloppe tarifaire » pour chacune : c’est-à-dire une fourchette de prix acceptable et un volume de capacité attendu. Par exemple : « on veut 2 GW d’éolien à 80€/MWh ».

Recommandation n° 14 : Un appel d’offres technologiquement neutre, c’est un seul appel où éolien, solaire, et éventuellement d’autres technologies sont en compétition directe. Le projet qui propose le prix du MWh le plus bas gagne, indépendamment de sa technologie. Augmenter la compétition devrait faire baisser les prix. Il n’y a plus « enveloppe de confort » pour une filière moins compétitive.

Levier 3 : Supprimer le « guichet ouvert » et responsabiliser les petits producteurs en les incitant à investir dans l’auto-consommation

Le rapport s’en prend à un mécanisme emblématique de la politique ENR française depuis vingt ans : le « guichet ouvert » (rec. n° 10 pour le solaire en toiture, rec. n° 13 pour les petites éoliennes). Son principe est simple : l’État s’engage à racheter automatiquement tout surplus d’électricité injecté par un petit producteur.
Pourquoi ? Parce que ce surplus arrive aux pires moments. Un petit producteur solaire en toiture produit à plein régime à midi, quand le marché est déjà saturé par le solaire. L’État doit donc acheter de l’électricité au prix garanti et revendre à perte au prix du marché. Résultat : une charge croissante et imprévisible, qui s’aggrave à chaque nouvelle installation.
En contrepartie de la disparition de l’engagement de rachat, le rapport suggère d’aider l’investissement dans l’auto-consommation.
Réduire la TVA sur les batteries à 5.5% (recommandation n° 11). Une batterie résidentielle coûte 5 000 à 15 000 euros ; baisser la TVA de 20% à 5.5% économise 1 500 à 2 250 euros d’achat, un coup de pouce significatif pour accepter la perte du guichet.
Étendre le PTZ aux panneaux solaires (recommandation n° 12). Le Prêt à Taux Zéro existe pour les résidences principales, le rapport propose de l’étendre au solaire résidentiel (jusqu’à 36 kVA) ce qui réduit le coût du financement (mais ne mentionne pas l’adjonction de batterie).

Levier 4 : Aplanir la « cloche solaire »

Le rapport propose trois recommandations imbriquées pour atténuer ce phénomène.
Recommandation 19 : réduire la production aux heures problématiques
Actuellement, seules les installations de moins de 1 MW peuvent se « déconnecter » du réseau quand les prix spot deviennent négatifs quelques heures par an. Le rapport propose de laisser à tous les producteurs la liberté de se déconnecter.
Effet immédiat : une grande ferme solaire ou un parc éolien qui se déconnecte l’après-midi réduit la pression à la baisse sur les prix. Moins d’électricité sur le marché = moins de prix négatifs = prime de l’État moins élevée.

Recommandation 20 : Augmenter les « franchises » de déconnexion
Les franchises, c’est-à-dire les heures pour lesquelles une installation n’est pas obligée de se connecter au réseau, sans pénalité, sont actuellement limitées à quelques heures par an.
Le rapport préconise de l’augmenter à 300 heures par an (soit 12-13 jours continus) plus 2 heures chaque jour. Concrètement : une grosse ferme solaire peut rester déconnectée pendant ces heures-là sans risquer de pénalité.

Recommandation 21 : Faire payer les producteurs
Si ces mesures précédentes ne suffisent pas, le rapport propose un ajustement final : réduire la prime elle-même pour les heures négatives. Si la prime normale est 100 €/MWh, elle passe à 50 €/MWh pendant les pics négatifs. C’est un partage du surcoût entre l’État et le producteur.
Le rapport explore même une option plus radicale : supprimer complètement la prime pendant les heures négatives (« vous ne touchez rien si vous injectez quand c’est négatif »).

Levier 5. Réduire le coût des projets, la priorité oubliée !

La partie la plus originale du rapport pointe une réalité sous-estimée : les projets ENR coûtent 10 à 20 €/MWh de plus en France que chez nos voisins européens, à conditions équivalentes. Les porteurs de projets et leurs représentants en témoignent unanimement depuis des années. C’est un enjeu important : sur la base de la production actuelle, ramener les coûts au niveau de nos voisins permettraient de réduire de près de 1 Md€ /an les soutiens publics directs.

Pourquoi ces surcoûts français ?

D’abord, les délais administratifs. L’instruction d’un projet ENR en France dure souvent plusieurs années (jusqu’à dix ou quinze selon les témoignages). Chaque année supplémentaire, c’est du capital immobilisé qui coûte en intérêts de financement. Chez nos voisins, les procédures sont plus rapides.
Deuxièmement, le contentieux quasi-systématique. Près de 100 % des autorisations ENR accordées en France sont contestées en justice. Même quand le recours échoue, cela ralentit le projet et alourdit les frais légaux. C’est un surcoût structurel que les autres pays européens ne connaissent pas au même niveau.
Troisièmement, la spéculation foncière. Les terrains disponibles pour les projets ENR sont rares et disputés. Leurs prix ont été multipliés par un facteur 10 au fil des années, simplement parce que la demande de porteurs de projets s’est concentrée sur les mêmes emprises.
Enfin, des contraintes militaires plus strictes qu’ailleurs. Les radars de défense français imposent des limites de hauteur aux éoliennes bien plus étouffantes que celles imposées en Allemagne, Italie ou Pologne.

Comment réduire cette surcharge ?
Pour accélérer l’instruction, le rapport recommande de confier l’instruction des grands parcs à une structure nationale plutôt qu’aux services locaux décentralisés, pour gagner en homogénéité.
Pour réduire les contentieux judiciaires, il propose d’attribuer tous les contentieux ENR à une seule Cour Administrative d’Appel contre trois actuellement afin de produire une jurisprudence cohérente et réduire l’insécurité judiciaire.
Pour réduire les coûts de connexion, concentrer les projets sur des zones à raccordement facile, plutôt que de les disperser. Et pour les contraintes dues aux radars, il recommande de mettre en œuvre les radars de compensation3 pour lever les restrictions de hauteur.

Ce qu’en pensent les Shifters

Rappelons en référence, le travail du Shift Project paru en 2024 « Pour une souveraineté énergétique fondée sur les renouvelables, le nucléaire et la sobriété4 » qui revendique une politique de souveraineté incluant des objectifs d’adaptation du réseau électrique et notamment de développement des moyens de flexibilité pour accueillir de plus en plus d’énergies renouvelables intermittentes (interconnexions, flexibilité de la consommation, stockage, vehicle-to-grid,etc.), tels que préconisés par les Futurs énergétiques de RTE5. L’essor des énergies renouvelables non pilotables (comme le sont le photovoltaïque et l’éolien) doit se réaliser en coordination avec des consommations flexibles et pilotables de façon à maintenir au bon niveau les grands équilibres du système électrique.
Le rapport Lévy-Tuot, reconnaît que la vraie solution à la surproduction d’électricité est d’électrifier massivement les usages encore fossiles (transports, chauffage, industrie). Mais cette priorité clairement identifiée est hors du champ de sa mission.

Les recommandations du rapport vont dans la bonne direction mais restent insuffisantes pour faire face à la transition énergétique. Les rapporteurs sont bien restés conformes à la commande, et ne proposent donc pas de vraies mesures d’accélération de l’électrification. Citons par exemple l’alignement de la fiscalité sur les objectifs climatiques alors que la taxation du gaz naturel reste plus favorable que celle sur l’électricité, la fin des exemptions fiscales dont continuent de bénéficier certains usages des énergies fossiles, etc…
Réduire les heures à prix négatifs en supprimant le rachat garanti et en autorisant la déconnexion est une forme de gaspillage : ce sont précisément les moments de production maximale des ENR qu’il faudrait pouvoir valoriser. Ce que l’autoconsommation des ménages et des entreprises disposant de toits ou autres surfaces disponibles, offre un double bénéfice : elle valorise les pics de production solaire par l’autoconsommation immédiate et par la charge de batteries qui sont exonérées des coûts de transport que finance la turpe6. Et surtout réduit les besoins de raccordement lourds sur le réseau national. C’est un gain d’efficacité économique direct. L’État devrait se mobiliser massivement pour développer l’autoconsommation avec ou sans batterie.

Le rapport contient des recommandations très inégales à exécuter :
- Rapides et peu coûteuses : réforme des appels d’offres, recalcule du M0, franchises de déconnexion, en somme essentiellement des changements réglementaires.
- Institutionnellement lourdes : instruction centralisée des projets, création d’une Cour Administrative d’Appel unique, qui demandent une refonte administrative.
- Complexes à arbitrer entre administrations : appui à l’instruction locale, instruction par l’État avant appel d’offres pour les grands parcs, ainsi que la création d’une Cour d’appel unique pour le contentieux.
- Financièrement difficile dans le contexte de déficit budgétaire : extension du PTZ au solaire et TVA réduite sur les batteries nécessitent un budget public dédié.

Ce qu’en pense le gouvernement est résumé dans le communiqué de presse du 9 Avril7:
Sa réponse esquive les vrais enjeux. Sur les recommandations coûteuses, le gouvernement temporise : il « mettra progressivement en œuvre les recommandations sur la structure des appels d’offres », sans avancer ni calendrier ni texte d’application, alors que nous demandons précisément des plans accompagnés de dates et d’engagements vérifiables. Quant aux « volets liés au financement » , ils « devront être approfondis » ce qui signifie en clair qu’il refuse de s’engager sur l’extension du PTZ au solaire ou la TVA réduite sur les batteries. Sur la recommandation n°6 (financer via les fonds CDC8 ), il est explicite : « n’est pas retenue ». En revanche, il valide ce qui ne coûte presque rien : « Certaines recommandations ont déjà été engagées, notamment concernant la refonte des arrêtés tarifaires et les mesures liées aux prix négatifs. »
Le gouvernement sélectionne ce qui ne coûte rien et renvoie les arbitrages budgétaires après 2027. Dans un contexte de déficit public, il n’a sans doute pas les moyens de traiter le sujet en entier. La question doit donc s’imposer dans le débat présidentiel : ni le climat ni la souveraineté énergétique n’attendront un budget plus favorable. On voit aujourd’hui ce que coûte une dépendance aux importations d’énergie. Le dérèglement climatique et la vulnérabilité géopolitique posent la même urgence.

Le Shift Project et les Shifters seront au rendez-vous des présidentielles pour porter ces exigences.

1 presse.economie.gouv.fr/rapport-levy-tuot-optimisation-du-soutien-public-aux-energies-renouvelables-electriques-et-au-stockage/

2 GW mesure la puissance potentielle. TWh mesure la production réelle, ce qui est vraiment injecté sur le réseau. La capacité solaire installée a atteint 30.4 GW fin 2025 (dont 5.9GW supplémentaires sur la seule année 2025), dépassant pour la première fois celle de l’hydraulique. Le parc éolien et solaire cumulé dépasse 55 GW installés fin 2025, mais c’est un potentiel non pilotable, dépendant des conditions météo.

3 www.bulletin-officiel.developpement-durable.gouv.fr/documents/Bulletinofficiel-0033263/TREP2325494S.pdf

4 theshiftproject.org/publications/methode-souverainete-energetique/

5 rte-futursenergetiques2050.com/

6 www.edf.fr/collectivites/faq/electricite-gaz-bien-preparer-son-appel-d-offre/taxes-et-normes-du-marche-de-l-electricite/qu-est-ce-que-le-turpe-tarif-d-utilisation-des-reseaux-publics-d-electricite

7 presse.economie.gouv.fr/remise-du-rapport-levy-tuot-le-gouvernement-poursuit-sa-transition-energetique-et-affirme-son-soutien-a-la-filiere-des-energies-renouvelables-electriques/

8 www.cdc-croissance.caissedesdepots.fr/

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