La future Loi de programmation sur l’énergie et le climat (LPEC), en cours de finalisation, dessine l’avenir du mix électrique français. Face à la nécessité de produire une électricité décarbonée et abondante, le gouvernement entend accélérer massivement le développement de l’éolien en mer. D’ici 2050, jusqu’à 45 GW de puissance offshore pourraient être installés, faisant de cette technologie l’un des piliers de la stratégie climatique. Mais ce virage vers l’éolien suscite des interrogations : est-il économiquement rationnel dans le contexte du marché européen ? Serait-il nécessaire si la France misait pleinement sur le nucléaire hors du cadre européen ?
Selon les projections de RTE et de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), les investissements totaux dans l’éolien en mer pourraient atteindre 45 à 70 milliards d’euros d’ici 2050. Ce montant englobe la construction des parcs, leur raccordement au réseau électrique, et les aides publiques via les mécanismes de soutien (contrats pour différence). Chaque parc de 1 GW coûte entre 2 et 4 milliards d’euros selon sa technologie (posé ou flottant), sa distance aux côtes et sa profondeur.
Pour les finances publiques, le coût est considérable. Les aides de l’État pourraient atteindre 20 à 30 milliards d’euros sur vingt ans, en fonction de l’évolution du prix de l’électricité sur les marchés européens.
La France étant intégrée au marché européen de l’électricité, le prix de l’électricité produite, même si elle est nucléaire et peu coûteuse, est fixé par les prix marginaux européens, souvent tirés vers le haut par le gaz ou le charbon. Le développement d’une énergie intermittente comme l’éolien ne réduit pas mécaniquement les prix : au contraire, il impose des coûts supplémentaires liés à l’équilibrage du réseau, au stockage, et aux renforcements d’infrastructures.
Selon plusieurs études, le développement massif de l’éolien offshore pourrait entraîner une hausse de 20 à 50 % des coûts du système électrique à horizon 2035, si l’on intègre les investissements réseau, le soutien public et les coûts de gestion de l’intermittence. Ce surcoût sera in fine répercuté sur les entreprises et les ménages, que ce soit via les tarifs réglementés ou le marché.
Dans un scénario alternatif où la France sortirait du marché européen de l’électricité et investirait massivement dans le nucléaire de nouvelle génération, les gains économiques seraient potentiellement plus importants. Le coût de production du nucléaire stabilisé (à terme autour de 60 - 80 €/MWh) permettrait une électricité abondante, pilotable, décarbonée, à un prix plus compétitif, sans nécessiter autant de subventions. Mais une telle stratégie suppose une souveraineté énergétique renforcée et une rupture avec la logique européenne actuelle.
Les parcs éoliens offshore seront construits au large de littoraux emblématiques : Côte d’Opale, Baie de Seine, Bretagne, Vendée, Méditerranée… Des paysages classés ou très fréquentés pourraient être durablement modifiés. Malgré les distances prévues (souvent à 15–30 km des côtes), les éoliennes restent visibles et font l’objet de vives oppositions locales, notamment dans les zones touristiques qui craignent de voir leur principal actif (la beauté de leur nature) dévalorisé.
La LPEC engage la France sur une trajectoire ambitieuse mais coûteuse. Si l’objectif climatique est partagé, les choix technologiques et économiques restent débattus. L’éolien offshore, bien que prometteur, impose un coût élevé aux finances publiques et aux consommateurs. Ce coût pourrait être évité ou réduit si la France optait pour une stratégie prioritairement nucléaire, hors des contraintes du marché européen de l'énergie. Contraintes auxquelles l'Espagne et le Portugal ont réussi à échapper en obtenant une dérogation de l'UE...
Photo : Canva.
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