Rapport Lévy-Tuot : l’heure de vérité pour les renouvelables ?

Un rapport pour maîtriser une facture EnR qui pèse sur les dépenses publiques

Le soutien public aux énergies renouvelables coûte de plus en plus cher et l’État a décidé de chercher des économies du côté des EnR pour soulager son budget. Le Premier ministre mandate deux experts pour trouver des solutions : Jean-Bernard Lévy, président du Conseil Français de l’Énergie (et ex-PDG d’EDF), et Thierry Tuot, président de section au Conseil d’État.

Leur feuille de route ? Identifier tout ce qui rend les projets EnR plus coûteux que nécessaire et proposer des remèdes concrets.

Quatre mois plus tard, le rapport est rendu : la France disposerait de marges de manœuvre importantes. Les 45 recommandations du rapport pointent des leviers jusqu’ici sous-exploités, sur le financement, les procédures, le marché et le stockage.

La CSPE sous tension : de 2,6 à 6,8 milliards d’euros en deux ans

Pour comprendre pourquoi ce rapport existe, il faut d’abord saisir ce que sont les Charges de Service Public de l’Énergie (ou CSPE). Ce terme désigne l’ensemble des dépenses que l’État supporte au titre de ses obligations de service public dans le secteur de l’énergie :

• Compensation des producteurs EnR quand les prix de marché tombent sous leur tarif garanti ;
• Frais de gestion des contrats de soutien ;
• Compensation des pertes de recettes des fournisseurs liées aux réductions tarifaires accordées aux bénéficiaires du chèque énergie ;
• Compensation des pertes de recettes des fournisseurs d’électricité ou de gaz du fait des mesures exceptionnelles de protection des consommateurs, notamment les boucliers tarifaires et les amortisseurs mis en œuvre fin 2021 pour protéger les français lors de la crise énergétique post-Covid.

La CSPE est donc à la fois un outil de soutien à la transition énergétique et un mécanisme de solidarité envers les consommateurs. Dans le cadre de ce rapport, c’est spécifiquement la composante EnR de la CSPE qui est analysée.

Selon le rapport Lévy-Tuot, en 2024, la CSPE s’élevait à 2,6 milliards d’euros pour le photovoltaïque et l’éolien. En 2025, elle a doublé (5,3 milliards d’euros). Pour 2026, le rapport anticipe au moins 6,8 milliards. Dans certains scénarios, le cap des 10 milliards d’euros annuels pourrait être atteint d’ici cinq ans.

Ce phénomène s’explique par un déséquilibre structurel. D’un côté, la bonne santé de la production électrique française : la production d’électricité renouvelable croît, le parc nucléaire français a retrouvé ses capacités de production d’avant crise et l’EPR de Flamanville a été mis en service. De l’autre, la consommation stagne en France depuis plus de dix ans et plus fortement encore depuis la crise énergétique. Les prix de gros sur le marché européen restent donc faibles (hors crise énergétique). Or le soutien public vient compenser l’écart entre ces prix de marché et le tarif garanti aux producteurs. Plus les prix baissent, plus la compensation augmente.

La volatilité des prix rend par ailleurs cette dépense difficile à anticiper pour le gouvernement, ce qui complique d’autant sa gestion.

Les projets EnR français coûtent plus cher qu’en Europe

Au-delà de la hausse actuelle de la CSPE, le rapport Lévy-Tuot pointe un autre défi, structurel cette fois : les projets EnR sont plus onéreux à développer en France qu’ailleurs en Europe. Un surcoût qui pèsera sur les finances publiques à mesure que de nouveaux projets entreront en service.

Selon les rapporteurs, une accumulation de contraintes propres à la France expliquerait cet écart :

• La complexité des procédures administratives et le nombre élevé d’intervenants dans les processus d’instruction ;
• Les restrictions militaires pour l’implantation des éoliennes ;
• La spéculation foncière sur les terrains propices aux installations EnR ;
• Des délais contentieux qui dépasseraient largement ceux observés chez nos voisins européens.

Lever ces obstacles permettrait, toujours selon le rapport, de réduire le soutien public direct d’un milliard d’euros par an et de deux milliards à l’horizon de la PPE. Certains projets pourraient même atteindre un régime sans aucun soutien public.

Ce diagnostic est partagé par la filière. France Renouvelables le reconnaît dans son communiqué du 10 avril 2026, tout en rappelant que ce surcoût ne doit pas occulter l’apport des renouvelables : les EnR contribuent directement à la baisse des prix de l’électricité en France, au bénéfice des consommateurs comme de la compétitivité de l’économie française.

La CRE abonde dans ce sens, en soulignant que la surcapacité actuelle présente une valeur assurantielle : elle renforce la résilience du système électrique en période d’incertitude et contribue à maintenir des prix de marché bas.

Le saviez-vous ?

En France, développer un projet EnR coûte entre 10 et 20 €/MWh de plus que dans les pays voisins de l’Union européenne. Cet écart ne s’explique pas par la géographie ou le vent, mais par l’empilement de contraintes administratives, militaires et foncières.

Financer autrement les EnR : les nouvelles pistes du rapport

Le rapport Lévy-Tuot propose des pistes concrètes pour adapter les mécanismes de financement à la nouvelle réalité du marché. Deux leviers retiennent particulièrement l’attention des acteurs de la filière.

Le Livret A au service des grandes installations renouvelables

Après avoir validé le financement des nouveaux réacteurs EPR2 par l’épargne réglementée (dont le Livret A couvre 60 % des besoins), le rapport Lévy-Tuot propose de mettre à l’étude l’extension de ce mécanisme. On parle ici de l’utilisation d’une partie des fonds d’épargne de la Caisse des dépôts et consignations pour réduire le coût du financement des grands projets EnR. Sont visés en priorité l’éolien maritime, ainsi que les projets d’éolien terrestre et de photovoltaïque au sol les plus compétitifs.

Jules Nyssen, président du Syndicat des énergies renouvelables, souligne l’intérêt de la mesure : accéder à un financement à taux réduit permet d’abaisser le coût de production sur une durée d’amortissement de 20 ans, déterminante pour des projets aussi capitalistiques.

L’enjeu est budgétaire autant que stratégique. Comme le souligne le rapport :

Des prix de production plus compétitifs faciliteraient aussi la contractualisation de PPA à long terme et amélioreraient la compétitivité des offres de fourniture d’électricité pour les professionnels dans un marché sous pression tarifaire.

Ce dispositif devra vraisemblablement obtenir le feu vert de la Commission européenne. Il soulève aussi des questions sur la disponibilité réelle de la ressource : avec un taux du Livret A tombé à 1,5 % début 2026 et des retraits qui dépassent les dépôts pour la première fois depuis 2009, la ressource disponible se réduit. Le secteur du logement social, bénéficiaire historique de ces fonds, pourrait se retrouver en concurrence indirecte avec les nouveaux fléchages vers l’énergie.

Des propositions à destination des producteurs

Le Livret A, c’est une chose. Mais le rapport Lévy-Tuot va bien plus loin. Il formule plusieurs recommandations concrètes pour moderniser les mécanismes de soutien existants avec des implications directes pour les producteurs et les développeurs.

Sur les contrats d’achat de gré à gré (les fameux PPA), le rapport propose trois leviers pour faciliter leur développement :

1. Assouplir les pénalités de rupture des contrats de soutien public lorsqu’un producteur souhaite basculer vers un PPA.
2. Élargir le mécanisme de mutualisation des risques de BPI France aux agrégateurs.
3. Étudier une facilitation par l’État de PPA entre producteurs et consommateurs cherchant à se couvrir sur la moyenne période.

Sur les guichets ouverts, le rapport préconise leur suppression pour les nouvelles installations photovoltaïques en toiture dont la puissance dépasse les besoins de l’occupant du bâtiment. Ce dispositif génère une dépense élevée par mégawattheure installé et n’incite pas les producteurs à autoconsommer leur électricité. Sa suppression viserait précisément à maximiser le recours à l’autoconsommation, en facilitant l’usage de la batterie. En contrepartie, les aides à l’investissement seraient maintenues, voire renforcées. Un prêt à taux zéro serait ouvert à l’achat de panneaux solaires jusqu’à 36 kVA, dans les mêmes conditions de ressources que pour l’achat d’un logement.

Enfin, le rapport plaide pour une généralisation progressive des appels d’offres « neutres », ne ciblant aucune technologie de production en particulier, avec le critère prix comme élément prépondérant. Dans l’état actuel des technologies, cette mesure favoriserait, dans l’ordre : la remotorisation des fermes éoliennes terrestres et les installations photovoltaïques au sol, puis les nouvelles éoliennes terrestres, et enfin les installations photovoltaïques en toiture.

Une orientation que le gouvernement assume. Matignon reconnaît qu’il y aurait :

Réduire les coûts de projet : le grand chantier administratif et foncier

Financer mieux, c’est bien. Coûter moins cher à produire, c’est encore mieux. Ce volet du rapport s’attaque aux contraintes structurelles qui pèsent sur les porteurs de projets EnR en France.

Autorisations, contraintes militaires et spéculation foncière dans le viseur

Les délais d’instruction des projets EnR atteignent souvent dix à quinze ans en France. C’est long. Et c’est coûteux : chaque année supplémentaire immobilise du capital et décale la mise en service.

Pour y remédier, le rapport propose deux leviers. D’abord, créer un centre support national pour appuyer les instructions maintenues au niveau local. Ensuite, demander au Premier ministre d’adopter des lignes directrices harmonisant les conditions d’instruction en matière de biodiversité, de paysages et d’eau pour mettre fin aux pratiques trop hétérogènes d’un territoire à l’autre.

Les contraintes militaires constituent un autre frein majeur. Les éoliennes ne peuvent s’implanter à moins de 5 kilomètres d’une installation militaire. Au-delà de 70 kilomètres, l’accord de l’autorité militaire reste conditionné à l’absence d’interférence avec les équipements de défense nationale et la présomption de compatibilité ne s’applique qu’aux machines de moins de 200 mètres de hauteur. Le rapport recommande une étude comparative internationale et une solution expérimentale de radar de compensation à installer d’ici fin 2027.

La spéculation foncière pèse également sur les coûts. Les prix des terrains propices aux EnR se multiplient parfois par dix. Ce phénomène renchérit le coût collectif de plusieurs euros par mégawattheure produit. Le rapport propose un plafonnement des prix, un droit de préemption et une politique de maîtrise foncière.

Raccordement et contentieux : fluidifier le parcours des porteurs de projets

Le raccordement au réseau représente une charge importante pour les projets EnR. Le rapport propose de réduire et d’harmoniser les taux de réfaction appliqués aux installations photovoltaïques et éoliennes terrestres en abaissant les taux pour les plus petites installations et en lissant les évolutions selon les puissances.

Sur les files d’attente, le rapport recommande d’abandonner la règle du « premier arrivé, premier servi ». À la place : des critères d’intérêt général. Priorité aux installations ne nécessitant pas de renforcement réseau, aux dossiers disposant de toutes leurs autorisations administratives, aux projets dont les financements sont prêts à être engagés, et à ceux comportant une composante d’électrification de la consommation. Un tarif remboursable d’inscription viendrait décourager les dossiers spéculatifs. Les gestionnaires de réseau publieraient une cartographie des zones selon leur facilité de raccordement.

Sur le contentieux, le constat est sans appel : près de 100 % des décisions autorisant ou refusant des installations font l’objet d’un recours. Le rapport propose d’attribuer ces contentieux à une seule Cour Administrative d’Appel et d’encadrer strictement les délais pendant lesquels un recours peut être déposé sur des questions de forme.

Prix négatifs et stockage : adapter les règles aux défis du réseau

Au-delà du financement et des autorisations, le rapport s’attaque à un défi plus récent : la multiplication des heures de prix négatifs. Un phénomène qui pèse directement sur la rentabilité des installations renouvelables.

La « cloche solaire » pèse durablement sur les revenus des producteurs

Le principe est simple. Quand le soleil brille partout en même temps et que le vent souffle, l’offre d’électricité dépasse la demande. Les prix de gros s’effondrent jusqu’à passer sous zéro. On appelle cela la « cloche solaire ».

Ce phénomène fait grimper la dépense publique. Le soutien versé aux producteurs en complément de rémunération se calcule par rapport à un prix de marché dit « M0 ». Quand le M0 baisse, la prime versée par l’État augmente. Le rapport propose donc de modifier ce calcul : une référence nationale sur 24 heures, moyennée sur le mois, en éliminant les prix négatifs de la formule.

Trois autres mesures complètent le dispositif : élargir aux installations de 1 MW et plus l’obligation d’arrêt de l’injection en cas de prix négatifs, augmenter la franchise annuelle à 300 heures avec une franchise quotidienne de 2 heures, et étudier une réduction de la prime pour prix négatifs.

Le saviez-vous ?

En 2025, le prix de l’électricité est tombé sous zéro pendant 509 heures en France. Ces épisodes surviennent principalement les dimanches ensoleillés et venteux, quand la production dépasse la consommation. Sans mécanismes adaptés, ces heures pèsent directement sur le coût du soutien public aux EnR.

Batteries et installations hybrides : lever les derniers verrous réglementaires

Les batteries de stockage dites stationnaires (ou stand alone) jouent un rôle croissant dans le système électrique. Fin 2025, environ 1,5 GW étaient raccordés au réseau et près de 15 GW attendaient en file d’attente auprès de RTE. Leur développement bute encore sur plusieurs obstacles réglementaires.

Le rapport formule trois recommandations concrètes. Permettre aux batteries de soutirer sur le réseau en toutes circonstances (ce qui contribue aussi au financement des réseaux via le TURPE). Réévaluer à la hausse la limite de 17 MW pour les installations hybrides combinant production renouvelable et stockage sur un même raccordement HTA. Généraliser enfin le double comptage des installations hybrides, en maintenant le versement du complément de rémunération sur la seule production locale.

Ce que la filière retient : entre adhésion et points de vigilance

Le rapport Lévy-Tuot ne fait pas l’unanimité. Si la filière accueille favorablement une grande partie des recommandations, elle formule de sérieuses réserves sur plusieurs points.

Les sujets qui font débat au sein de la filière

La généralisation progressive des appels d’offres « neutres » concentre les principales critiques. Le SER y identifie trois risques :

• L’absence de garantie sur le respect des objectifs volumétriques par filière fixés dans la PPE,
• Le risque de concentration sur une seule technologie lauréate nuisant à la diversification du mix électrique,
• La disparition de tout levier de politique industrielle pour l’État.

France Renouvelables partage ces réserves. L’association professionnelle s’interroge sur les appels d’offres moins nombreux qui, appliqués sans ajustement, pourraient fragiliser la visibilité indispensable aux acteurs et ralentir le développement des projets.

La dépriorisation des projets de petite capacité inquiète également. En orientant les soutiens vers les grandes installations, le rapport envoie un signal difficile aux acteurs développant des projets de taille intermédiaire, sans garantie que les grandes installations prennent le relais suffisamment rapidement, compte tenu de leur délai de développement plus long.

Le rapport ouvre également la voie à des ajustements sur les contrats existants. Si certaines mesures pourraient s’appliquer aux contrats en cours, les rapporteurs soulignent eux-mêmes les limites juridiques strictes encadrant toute rétroactivité, notamment au regard de la jurisprudence du Conseil constitutionnel.

Deux points de l’introduction directement contestés

Au-delà des recommandations, deux affirmations introductives du rapport sont directement contestées par plusieurs acteurs de la filière. La première concerne le blackout espagnol d’avril 2025 : le rapport insinue que le solaire aurait joué un rôle causal dans cet événement, ce que le rapport final d’ENTSO-E ne confirme pas.

La seconde porte sur la notion de « taxation indue ». Le rapport qualifie ainsi le fait que les consommateurs financent, via leur facture d’électricité, le soutien public aux EnR plutôt que par le budget général de l’État. Pour beaucoup, cette formulation est inexacte et politiquement orientée : ce financement relève d’un choix de politique nationale de transition énergétique, assumé collectivement, et non d’une taxe injustifiée imposée aux consommateurs.

Et maintenant ?

Le rapport Lévy-Tuot pose les bases d’une réforme nécessaire. Certaines recommandations seraient applicables rapidement par voie réglementaire. D’autres nécessiteraient une évolution législative ou une concertation approfondie avec les acteurs de la filière. Sur l’éolien en mer, le rapport recommande de donner la priorité, sans l’exclusivité, à l’éolien posé plutôt que flottant, en adaptant les programmes de construction à la maturité des filières.

La prochaine étape décisive sera la mise en œuvre concrète de la Programmation pluriannuelle de l’énergie 2026-2035, le vrai test de la volonté politique « d’accélérer » la transition énergétique française.