Électricité : l’État a-t-il perdu le contrôle ?
La fermeture des centrales à charbon en métropole n’est pas qu’un débat hexagonal. Elle dit quelque chose d’une méthode. Et cette méthode interroge aujourd’hui jusque dans le Pacifique.
La Cour des comptes a publié le 26 février un rapport sévère sur la gestion de la sortie du charbon en France. Décision assumée, certes. Mais exécution chaotique, impréparation, coûts explosifs et contorsions juridiques : le tableau dressé est sans concession. Et il soulève une question centrale pour la Nouvelle-Calédonie : faut-il reproduire les mêmes erreurs ?
Une sortie du charbon décidée en 2017… et toujours inachevée
La fermeture des quatre dernières centrales à charbon françaises a été annoncée en 2017, avec un objectif fixé à 2022. En 2024, leur part dans la production nationale ne représentait plus que 0,13 %, contre 5 % en 2000. Deux sites restent toutefois en activité : Cordemais (Loire-Atlantique) et Saint-Avold (Moselle).
Ces centrales ne fonctionnent plus qu’en appoint, lors des pics hivernaux, lorsque la demande explose et que l’éolien ou le solaire produisent peu. La crise énergétique de 2022, consécutive à l’invasion de l’Ukraine par la Russie et aux arrêts imprévus de réacteurs nucléaires liés à la corrosion sous contrainte, a conduit l’État à prolonger leur fonctionnement.
La sortie définitive est désormais annoncée pour 2027. Mais la Cour note un décalage de cinq ans par rapport à la cible initiale, jugé « surprenant ». Au-delà du principe, c’est la méthode qui est en cause.
Sécurité d’approvisionnement : une sous-estimation initiale
Premier constat du rapport : la question de la sécurité d’approvisionnement électrique n’a pas été suffisamment intégrée au moment de la décision politique. « Cet enjeu a été sous-estimé par l’État dans le processus décisionnel », écrivent les magistrats.
Or le réseau français reste sensible aux tensions hivernales. RTE estime dans son rapport prévisionnel 2024 qu’il pourrait manquer entre 2 et 5 GW de capacités thermiques à partir de 2030 pour garantir l’équilibre du système. Pourtant, « la stratégie de l’État reste floue quant aux mesures à prendre pour y répondre ».
La Programmation pluriannuelle de l’énergie version 3 (PPE3) prévoit en outre la fermeture des centrales au fioul en 2030. La question des capacités pilotables reste entière.
Gardanne : un contrat à 260 euros le MWh
Le cas de la centrale de Gardanne concentre les critiques. Reprise par GazelEnergie, propriété du magnat tchèque Daniel Kretinsky, elle a été reconvertie en biomasse.
En décembre 2024, un amendement à la loi de finances a permis une revalorisation substantielle du contrat. Le tarif garanti par l’État est passé de 152 euros le MWh à 260 euros le MWh, soit une hausse de 71 %. En 2025, le prix moyen du MWh sur le marché spot était de 61 euros.
Concrètement, lorsque le prix de marché est inférieur à 260 euros – ce qui est le cas en permanence dans les conditions actuelles – l’État compense la différence. Le contrat prévoit une clause de résiliation possible en 2032 si le soutien dépasse 800 millions d’euros. Mais la Cour évoque un risque de facture pouvant atteindre 1,5 milliard d’euros.
Les magistrats parlent de « fragilités juridiques importantes » et soulignent que la justification technique de l’installation n’est « pas avérée ». Ils dénoncent également un manque de transparence, notamment sur les conditions précises de rachat du site en 2022.
Quand l’idéologie devance l’économie
Au fond, la Cour ne conteste pas la fin du charbon. Elle rappelle même que ces centrales affichaient un « déficit structurel et significatif » hors période de crise. Mais elle pointe des décisions publiques incohérentes, coûteuses et juridiquement discutables.
L’État a choisi, dans le cas de Gardanne, un simple avenant à un contrat résilié plutôt qu’un nouveau contrat soumis à mise en concurrence. Pourquoi ? Parce qu’un nouveau contrat aurait été incompatible avec les orientations de la PPE et les règles européennes sur les aides d’État.
Autrement dit, le droit a été contourné pour maintenir un soutien massif.
Nouvelle-Calédonie : un parallèle qui interroge
Ce débat métropolitain fait écho à une réalité locale. En Australie, le coût moyen de vente de l’électricité produite au charbon est de 0,13 AUD par kWh, soit environ 9,23 FCFP. Le coût de production y est estimé entre 0,064 et 0,067 AUD par kWh, soit environ 4,5 FCFP.
En Nouvelle-Calédonie, le prix de vente de l’électricité atteint 42,24 FCFP par kWh. La différence est spectaculaire.
Le territoire n’est pas assujetti à une taxe carbone équivalente à celle appliquée en Europe, où elle représente environ 0,08 euro par kWh, soit 9,60 FCFP. Pourtant, les consommateurs calédoniens ont subi ces derniers mois des hausses importantes.
La conversion annoncée de la centrale au charbon de Prony en centrale au gaz aura nécessairement un impact sur le coût de production. Désormais, le prix de l’électricité dépend directement de ce coût réel, alors qu’il était historiquement plus largement mutualisé.
Attendre la fin de vie technique ?
La question mérite d’être posée sans idéologie : pourquoi ne pas attendre la fin de vie technique des installations existantes avant de les remplacer ? Pourquoi ne pas intégrer pleinement le retour d’expérience métropolitain pour éviter des choix précipités, coûteux ou juridiquement fragiles ?
L’exemple français montre qu’une transition énergétique mal calibrée peut coûter cher. Très cher. Entre décisions politiques, pression des lobbys, contraintes réglementaires et réalités techniques, l’intérêt général peut vite se diluer.
La sortie du charbon est un objectif environnemental légitime. Mais elle ne dispense ni de rigueur économique, ni de cohérence juridique, ni de transparence. C’est précisément ce que rappelle la Cour des comptes.
La Nouvelle-Calédonie, confrontée à ses propres choix énergétiques, serait bien inspirée de regarder attentivement ce qui se passe ailleurs. Non pour renoncer à la transition, mais pour éviter que la facture ne devienne, demain, le nouveau scandale.
