Le mégawattheure « quand on veut » : ce que la communication de l'ADEME met en avant, ce qu'elle laisse hors champ

Le débat énergétique français repose sur une confusion entre deux produits qui n'ont ni le même usage, ni le même prix, ni le même contenu carbone : le mégawattheure « quand il veut », celui que produit un panneau solaire à midi en juin, et le mégawattheure « quand on veut », celui qu'exige un réseau qui doit tenir la pointe du 15 janvier à 19 heures. Le premier a vu son coût s'effondrer, et la communication publique ne parle que de lui. Le second est le seul que la société achète ; et lorsqu'on demande aux renouvelables intermittents (ENRi) de le fournir seuls, ni son prix ni son carbone n'apparaissent dans le corpus de communication grand public de l'ADEME que nous avons examiné, alors même que les scénarios de l'agence reposent tous sur plus de 70 % d'énergies renouvelables 1ADEME, « Transition(s) 2050. Choisir maintenant, agir pour le climat », novembre 2021, et feuilleton « Mix électrique », 24 février 2022 : les quatre scénarios reposent sur plus de 70 % d'énergies renouvelables dans la production électrique en 2050 (jusqu'à 97 % dans S1, 72 % dans S4) ; sortie du nucléaire dans S1, six EPR2 en option dans S3 et que son étude de 2015 a installé l'idée d'un 100 % renouvelable « pas plus cher » 2ADEME, « Vers un mix électrique 100 % renouvelable en 2050 », 2015 (119 €/MWh pour un système 100 % renouvelable contre 117 €/MWh pour un mix à 55 % de nucléaire) ; trajectoire de publication : présentation retirée du colloque des 14-15 avril 2015, rapport révélé par Mediapart le 8 avril 2015 (La Gazette des communes, avril 2015) ; portée revendiquée et sensibilité à la flexibilité de la demande (+26 % du coût annuel total) : réponse ministérielle à la question écrite n° 92339, Assemblée nationale, XIVe législature. La nuance est maintenue de bout en bout : le corpus technique de l'agence calcule bel et bien des coûts de système ; c'est l'écart entre ce qui est calculé dans les rapports et ce qui est porté au débat qui fait l'objet de ce dossier, en euros d'abord, en grammes de CO2 ensuite. Le modèle de calcul, dont chaque hypothèse est explicite, est publié avec l'article.

Ce que l'agence met en avant : un chiffre, un cadre, un récit

Le chiffre, d'abord. En 2015, l'étude « Vers un mix électrique 100 % renouvelable en 2050 » conclut qu'un système entièrement renouvelable coûterait 119 €/MWh contre 117 €/MWh pour un mix conservant 55 % de nucléaire : 2 € d'écart, autant dire rien 2ADEME, « Vers un mix électrique 100 % renouvelable en 2050 », 2015 (119 €/MWh pour un système 100 % renouvelable contre 117 €/MWh pour un mix à 55 % de nucléaire) ; trajectoire de publication : présentation retirée du colloque des 14-15 avril 2015, rapport révélé par Mediapart le 8 avril 2015 (La Gazette des communes, avril 2015) ; portée revendiquée et sensibilité à la flexibilité de la demande (+26 % du coût annuel total) : réponse ministérielle à la question écrite n° 92339, Assemblée nationale, XIVe législature. La présentation, retirée d'un colloque d'avril 2015, est révélée par Mediapart le 8 avril avant une mise en ligne contrainte, l'agence précisant que le rapport « n'a pas vocation à documenter directement une politique énergétique » 2ADEME, « Vers un mix électrique 100 % renouvelable en 2050 », 2015 (119 €/MWh pour un système 100 % renouvelable contre 117 €/MWh pour un mix à 55 % de nucléaire) ; trajectoire de publication : présentation retirée du colloque des 14-15 avril 2015, rapport révélé par Mediapart le 8 avril 2015 (La Gazette des communes, avril 2015) ; portée revendiquée et sensibilité à la flexibilité de la demande (+26 % du coût annuel total) : réponse ministérielle à la question écrite n° 92339, Assemblée nationale, XIVe législature. La précaution n'a pas survécu : c'est le chiffre, non la note de bas de page, qui a fait carrière.

Encore faut-il démontrer l'écart entre le calculé et le dit, et non l'affirmer. Définissons le corpus : les communiqués de presse et synthèses grand public de l'agence relatifs au mix électrique depuis 2015, ses pages destinées aux particuliers et ses campagnes agréées, dans lesquels nous avons cherché trois notions : le coût complet du mégawattheure, le surdimensionnement de production, le contenu carbone du kilowattheure livré. La première apparaît sous forme agrégée (119 contre 117 en 2015, un optimum autour de 90 € en 2018), jamais accompagnée de ses hypothèses structurantes ; les deux autres sont absentes de toutes les pièces examinées, listées en annexe ; le sondage est documenté mais non exhaustif, et réfutable par production d'une pièce. Sa pièce centrale est datée : le 10 décembre 2018, en pleine consultation sur la PPE et avant la parution du rapport complet, le communiqué de synthèse de l'étude Trajectoires met en avant un optimum économique à 85 % d'énergies renouvelables en 2050 et plus de 95 % en 2060, et conclut que « le développement d'une filière industrielle EPR ne serait pas compétitif pour le système électrique français », chiffrant le surcoût à 39 Md€ au minimum, tout en concédant au prolongement du parc existant un rôle transitoire « efficient » 3ADEME, communiqué de presse et synthèse « Trajectoires d'évolution du mix électrique 2020-2060 », 10 décembre 2018 : optimum économique à 85 % d'EnR en 2050 et plus de 95 % en 2060 ; « le développement d'une filière industrielle EPR ne serait pas compétitif pour le système électrique français d'un point de vue économique » (surcoût évalué à 39 Md€ au minimum) ; prolongement partiel du parc existant jugé « efficient » à court terme (relevés Connaissance des énergies et L'Usine nouvelle, 10-11 décembre 2018). Le rapport complet, publié en 2019, contient pourtant deux éléments que cette communication ne porte pas : les coûts du réseau intérieur y sont supposés constants, à 12,9 Md€ par an sur toute la période 2020-2064, quand les seuls schémas d'investissement publiés depuis par RTE et Enedis approchent, cumulés, les 200 Md€ ; et sa propre trajectoire de prolongement nucléaire ressort à 1 274 Md€ contre 1 277 Md€ pour la référence à 87 % d'EnR 4ADEME et Artelys, « Trajectoires d'évolution du mix électrique 2020-2060, analyses complémentaires », rapport final, 2019 : optimisation horaire du système interconnecté avec pilotage de la demande ; coûts du réseau intérieur supposés constants à 12,9 Md€/an sur 2020-2064, raccordements logés dans les LCOE (section 3.2.1, p. 23) ; actualisation à 2,5 % ; fiches par trajectoire (annexe 5) : « Référence » 1 277 Md€ et 96 €/MWh (87 % d'EnR en 2050, p. 34), « Prolongement nucléaire aisé » 1 274 Md€ et 95 €/MWh (81 % d'EnR, p. 38), « EPR en série » 1 315 Md€ et 100 €/MWh (73 % d'EnR, p. 40). L'Académie des technologies, dans un avis voté le 13 mars 2019, relève une étude « affectée de nombreuses erreurs de méthodes et de contradictions », dont la synthèse n'a « pas [été] soumise à une évaluation scientifique », et juge que ses conclusions « ne devraient en aucun cas servir de base à des décisions de politique publique », leur « médiatisation » étant « prématurée » ; elle notait déjà que des écarts de coûts inférieurs à 3 % entre trajectoires ne pouvaient fonder une conclusion tranchée 5Académie des technologies, « Trajectoires d'évolution du mix électrique 2020-2060. Commentaires d'une étude de l'Ademe », avis voté le 13 mars 2019, texte intégral sur academie-technologies.fr (premiers échos de presse dès février 2019) : étude « affectée de nombreuses erreurs de méthodes et de contradictions », synthèse « pas soumise à une évaluation scientifique », conclusions qui « ne devraient en aucun cas servir de base à des décisions de politique publique » et dont la « médiatisation est prématurée » ; écarts de coûts entre trajectoires (moins de 3 %) jugés trop faibles pour conclure. L'omission n'est donc pas dans les annexes ; elle est dans ce qui en sort.

Le cadre, ensuite. Les scénarios Transition(s) 2050, publiés en 2021 et 2022, dessinent quatre récits de neutralité carbone reposant tous sur plus de 70 % d'énergies renouvelables dans la production électrique, jusqu'à 97 % dans le plus sobre, le nucléaire n'y subsistant qu'à titre résiduel ou optionnel 1ADEME, « Transition(s) 2050. Choisir maintenant, agir pour le climat », novembre 2021, et feuilleton « Mix électrique », 24 février 2022 : les quatre scénarios reposent sur plus de 70 % d'énergies renouvelables dans la production électrique en 2050 (jusqu'à 97 % dans S1, 72 % dans S4) ; sortie du nucléaire dans S1, six EPR2 en option dans S3. Ces scénarios ont été versés, aux côtés de ceux de RTE, à la concertation de la Stratégie française énergie-climat ; le décret n° 2026-76 du 12 février 2026 qui en est issu programme à la fois la poursuite du développement renouvelable et, à rebours de la pente des scénarios de l'agence, le maintien en exploitation des 57 réacteurs et un plafonnement des soutiens à l'éolien terrestre et au photovoltaïque jusqu'à fin 2028 6Décret n° 2026-76 du 12 février 2026 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie (JO du 13 février 2026) : PPE3 2026-2035, maintien en exploitation des 57 réacteurs (production nucléaire de 380 à 420 TWh à l'horizon 2030-2035), plafonnement des rythmes d'attribution de soutien à l'éolien terrestre et au photovoltaïque jusqu'au 31 décembre 2028, clause de revoyure en 2027. Filiation documentaire ne vaut pas causalité : nous ne prétendons pas mesurer la part de l'agence dans l'arbitrage, seulement constater qui a fourni le cadre de la discussion et qui a fourni la contradiction.

Jalons documentaires, de 2015 au décret PPE3

Graphique interactif.

Le récit, enfin. Les campagnes grand public, du « dévendeur » de novembre 2023 aux déclinaisons sur la sobriété, ont installé l'agence comme voix morale de la transition, jusqu'au désaveu public du ministre de l'Économie et à la demande du MEDEF de siéger à son conseil d'administration 7Campagne ADEME-ministère de la Transition écologique dite du « dévendeur », spots diffusés du 14 novembre au 4 décembre 2023 ; qualification de « maladroite » et « regrettable » par le ministre de l'Économie, demande du MEDEF de siéger au conseil d'administration (Stratégies, janvier 2024 ; FashionNetwork, 23 novembre 2023). À décharge : ces campagnes mobilisent 4 millions d'euros en 2025, sous agrément du Service d'information du Gouvernement, 92 % des 3,4 milliards gérés en 2024 sont reversés aux territoires 8Réponse ministérielle à la question écrite n° 4872, Assemblée nationale, XVIIe législature, 2025 : 92 % des 3,4 Md€ gérés par l'ADEME en 2024 reversés aux acteurs locaux ; campagnes grand public 2025 dotées de 4 M€, soumises à l'agrément du Service d'information du Gouvernement, et le développement des énergies renouvelables figure explicitement parmi les missions que la loi confie à l'agence 9Code de l'environnement, article L. 131-3 (4°) : l'ADEME exerce des actions dans le domaine de « la réalisation d'économies d'énergie et de matières premières et le développement des énergies renouvelables ». Le problème n'est donc ni le coût des spots ni l'illégitimité de la promotion : c'est que le promoteur est devenu, de fait, l'un des référentiels prospectifs influents de l'État, et que ce que cette parole porte au débat, la part d'ENR, le coût et le carbone du kilowattheure produit filière par filière, n'est pas ce que la société achète. Elle achète un système.

Premier hors-champ : le prix du « quand on veut »

L'indicateur qui alimente le discours du « solaire moins cher » est le LCOE, coût actualisé de l'électricité : il mesure le coût de produire, pas celui de fournir, et RTE juge lui-même cette comparaison impropre à fonder un choix de mix 12RTE, « Futurs énergétiques 2050 », octobre 2021, chapitre 11 (analyse économique) : coûts complets annualisés 2060 de 71 à 80 Md€/an pour les scénarios M contre 59 à 66 Md€/an pour les scénarios N ; caractère impropre du LCOE pour comparer des mix (coûts de production 2050 de 25-55 €/MWh pour les grandes EnR contre 60-85 €/MWh pour le nouveau nucléaire, « sans permettre de conclure sur la comparaison des scénarios complets », section 11.3.4) ; coût variable du thermique décarboné de 120 à 400 €/MWh électrique selon le combustible (section 11.3.5.3) ; coût du capital de référence à 4 % uniforme, variantes 1-7 % (section 11.2.2) ; analyses de sensibilité faisant varier l'écart annuel entre scénarios de la quasi-annulation (gaz verts très compétitifs, stress test sur les coûts du nucléaire) à une quinzaine de milliards d'euros par an ; scénario N03 à 50 % de nucléaire ; imports de 39 GW dans les scénarios M. L'Agence de l'énergie nucléaire de l'OCDE a formalisé l'écart dès 2019 : aux LCOE s'ajoutent des coûts de système, profil, équilibrage, raccordement, réseau, dont le trait central est la non-linéarité, environ 8 $/MWh à 10 % de pénétration intermittente, environ 50 $/MWh à 75 %, pour un coût complet d'environ 130 $/MWh 10OCDE-AEN, « The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables », janvier 2019, et Policy Brief « The System Costs of Electricity » : coûts de profil, d'équilibrage, de raccordement et de réseau croissant d'environ 8 $/MWh à 10 % de pénétration intermittente à environ 50 $/MWh à 75 %, pour un coût complet du système d'environ 130 $/MWh (relais World Nuclear News, février 2019). À l'autre extrémité, le LFSCOE publié par Robert Idel dans Energy en 2022 chiffre le cas limite où une source, assortie de son stockage, servirait seule la demande horaire d'un marché : le solaire passe d'un LCOE de l'ordre de 36 $/MWh à environ 1 380 $/MWh en Allemagne et 413 $/MWh au Texas, l'éolien à environ 504 et 291 $/MWh, le nucléaire restant quasi inchangé, autour de 106 à 122 $/MWh 11Robert Idel, « Levelized Full System Costs of Electricity », Energy, vol. 259, 2022, article 124905, DOI 10.1016/j.energy.2022.124905 (préprint SSRN n° 4028640) : définition du LFSCOE (coût du mégawattheure si une source, avec son stockage optimisé, devait servir seule la demande horaire d'un marché), hypothèses volontairement favorables au stockage (sans pertes dans le cas de base, optimisation conjointe capacité-stockage sur sept années horaires), variante LFSCOE-95 ; valeurs publiées pour l'Allemagne et le Texas : solaire environ 1 380 et 413 $/MWh, éolien environ 504 et 291 $/MWh, nucléaire environ 106 et 122 $/MWh ; une division par vingt du coût du stockage ne rend pas les intermittents seuls compétitifs en Allemagne. Entre ces bornes, l'étude « Futurs énergétiques 2050 » de RTE, simulation horaire avec foisonnement, interconnexions et flexibilités, conclut à 71-80 Md€ par an de coûts complets à l'horizon 2060 pour les scénarios à très forte part renouvelable contre 59-66 Md€ pour ceux qui conservent du nucléaire, « les scénarios avec nouveau nucléaire s'avèr[ant] moins coûteux [...] dans la plupart des configurations testées » 12RTE, « Futurs énergétiques 2050 », octobre 2021, chapitre 11 (analyse économique) : coûts complets annualisés 2060 de 71 à 80 Md€/an pour les scénarios M contre 59 à 66 Md€/an pour les scénarios N ; caractère impropre du LCOE pour comparer des mix (coûts de production 2050 de 25-55 €/MWh pour les grandes EnR contre 60-85 €/MWh pour le nouveau nucléaire, « sans permettre de conclure sur la comparaison des scénarios complets », section 11.3.4) ; coût variable du thermique décarboné de 120 à 400 €/MWh électrique selon le combustible (section 11.3.5.3) ; coût du capital de référence à 4 % uniforme, variantes 1-7 % (section 11.2.2) ; analyses de sensibilité faisant varier l'écart annuel entre scénarios de la quasi-annulation (gaz verts très compétitifs, stress test sur les coûts du nucléaire) à une quinzaine de milliards d'euros par an ; scénario N03 à 50 % de nucléaire ; imports de 39 GW dans les scénarios M 13RTE, ibid., fiches scénarios N03 et M0 : « les scénarios avec nouveau nucléaire s'avèrent moins coûteux que les scénarios avec 100 % d'énergies renouvelables dans la plupart des configurations testées » ; le seul scénario 100 % renouvelable exige 29 GW de thermique décarboné neuf et 26 GW de batteries 14RTE, ibid., scénario M0, trajectoire de référence : 29 GW de nouveaux moyens thermiques décarbonés et 26 GW de batteries stationnaires ; rythmes de développement supérieurs aux meilleures performances européennes observées.

Entre ces bornes, notre modèle d'ordre de grandeur pour la France ne reconstitue pas les scénarios de l'agence, qui mobilisent l'hydraulique, les interconnexions et le pilotage de la demande : il isole, à dessein, le prix du service « quand on veut » rendu par les seuls intermittents et leur stockage. Son principe est un bilan annuel à trois chemins pour livrer 450 TWh, un volume normalisé à la consommation actuelle quand les trajectoires d'électrification visent 580 à 700 TWh en 2050, transposition discutée en fin d'article : direct (62 % des livraisons), batteries pour le cycle jour-nuit (18 %, rendement 85 %), chaîne hydrogène pour le bouclage saisonnier (20 %, rendement 35 %), plus un écrêtement de 10 % de la production. Ces parts sont des choix de modélisation, non le résultat d'une simulation horaire ; leur poids est chiffré plus bas. La conséquence arithmétique : produire 702 TWh pour en livrer 450, un surdimensionnement de 56 %, dont 167 TWh de pertes de conversion hydrogène et 70 TWh d'écrêtement.

Produire 702 TWh pour en livrer 450 : le bilan énergétique d'un système 100 % ENRi

Modèle SensPo, scénario central (hypothèses en note méthodologique). Chemins : direct 62 %, batteries 18 % (rendement 85 %), chaîne hydrogène 20 % (rendement 35 %), écrêtement 10 % de la production. Montants en TWh/an.

Graphique interactif.

En chaîne industrielle : produire 702 TWh avec un mix 45 % solaire, 35 % éolien terrestre et 20 % éolien en mer, aux facteurs de charge français, exige 414 GW de capacités, près de cinq fois la pointe de consommation et huit fois et demie le parc solaire actuel 15RTE, Bilan électrique 2025, publié le 25 février 2026, synthèse et chapitre Émissions (analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electrique-2025/emissions) : parc solaire de 30,4 GW fin 2025 ; émissions directes de la production de 10,9 MtCO2eq et intensité de 19,6 gCO2eq/kWh produit (consommation : 20,0 g) ; au périmètre du cycle de vie, 15,7 MtCO2eq (16,2 en 2024) et 29,0 g/kWh produit ; 95,2 % de production bas carbone (521,1 TWh sur 547,5 TWh), intensité horaire maximale de 58 g ; facteurs d'émission en cycle de vie retenus par RTE : nucléaire 7 g, hydraulique 6 g, éolien terrestre 16 g, éolien en mer 17 g, photovoltaïque 43 g, cycle combiné gaz 389 g ; 3 TWh de production éolienne et solaire modulés lors d'épisodes de prix négatifs ; exportations record de 92,3 TWh évitant environ 27 MtCO2eq en Europe ; ordres de grandeur des autres postes nationaux (transport routier environ 120 Mt, chauffage des bâtiments environ 47 Mt, données Citepa relayées), pour une filière dont la chaîne d'approvisionnement mondiale est concentrée à plus de 80 % en Chine, et jusqu'à 97 % pour les plaquettes de silicium 16AIE, « Solar PV Global Supply Chains », juillet 2022 : la Chine concentre plus de 80 % de l'ensemble des étapes de fabrication des modules photovoltaïques, et jusqu'à 97 % de la production mondiale de plaquettes de silicium. Puis les organes du « quand on veut » : 240 GWh de batteries (60 GW sur quatre heures), dimensionnées pour un cycle quotidien complet, environ 400 cycles par an et quelque 6 000 cycles sur quinze ans, à la limite haute des chimies actuelles ; 84 GW d'électrolyseurs ; environ 79 TWh thermiques de cavités salines ; 70 GW de turbines à hydrogène, dimensionnées pour tenir la pointe de 85 GW avec le seul productible éolien résiduel lors d'un épisode prolongé sans vent ni soleil, soit un parc thermique complet fonctionnant environ 1 300 heures équivalentes pleine puissance par an, moins de 15 % de facteur de charge ; et des réseaux posés par convention à 250 Md€ : les schémas déjà publiés en cumulent environ 196, la majoration retenue est un choix prudentiel et non une relation d'ingénierie, mais l'annuité qui en résulte, 14,6 Md€ par an, reste inférieure aux recettes annuelles actuelles du réseau couvertes par le TURPE, autour de 20 Md€, et la sensibilité 150-350 Md€ borne l'enjeu 17RTE, Schéma décennal de développement du réseau 2025 (environ 100 Md€ d'ici 2040) et programme d'investissement Enedis (environ 96 Md€), extrapolés dans le modèle à 250 Md€ pour un système à production intégralement diffuse ; hypothèse détaillée en note méthodologique et sensibilité 150-350 Md€ publiée dans le corps de l'article ; à titre d'étalonnage, les recettes annuelles du réseau couvertes par le TURPE (RTE et Enedis) avoisinent 20 Md€ (CRE, délibérations TURPE 6, 2021). L'addition, en annuités à 4 % de coût du capital, la convention de RTE : 866 Md€ de capital immobilisé, 70 Md€ par an, 156 €/MWh livré. La production ne pèse qu'à peine plus de la moitié du total ; le reste, près de 33 Md€ par an, est le prix du « quand on veut ». Les variantes combinées encadrent le résultat, 121 €/MWh en hypothèses uniformément optimistes, 199 à coût du capital de 7 %, 216 en configuration défavorable (793 TWh à produire, surdimensionnement de 1,76).

Plus instructif que ces combinaisons, l'effet propre de chaque hypothèse, toutes autres constantes. Le coût du capital domine (143 à 199 €/MWh entre 3 et 7 %), suivi du CAPEX de production (139 à 172 pour ±20 %), des réseaux (143 à 169 entre 150 et 350 Md€) et de la part du chemin hydrogène (147 à 165 entre 15 et 25 % des livraisons). Aucune hypothèse favorable, prise isolément, ne ramène le coût sous 139 €/MWh.

Sensibilité du coût central à chaque hypothèse, prise isolément (€/MWh livré)

Modèle SensPo. Effet propre de chaque hypothèse, toutes autres constantes au scénario central (156 €/MWh). « Paramètre bas » et « paramètre haut » désignent la valeur du paramètre, non du coût : un rendement hydrogène bas renchérit le système. Aucune hypothèse favorable isolée ne ramène le coût sous 139 €/MWh.

Graphique interactif. Les données sont détaillées dans le tableau ci-dessous.

Données

Données du graphique « Sensibilité du coût central à chaque hypothèse, prise isolément (€/MWh livré) »
	Paramètre bas	Paramètre haut
Coût du capital (3 % / 7 %)	143	199
CAPEX production (-20 % / +20 %)	139	172
Réseaux (150 / 350 Md€)	143	169
Part hydrogène (15 % / 25 %)	147	165
Rendement H2 (30 % / 40 %)	163	150
Écrêtement (5 % / 15 %)	151	161

Le test de cohérence externe dit ce que ce chiffre signifie. Notre central se situe, comme il se doit, au-dessus des scénarios M de RTE rapportés à leur demande, 110 à 125 €/MWh : l'écart, 30 à 45 €/MWh, chiffre la valeur de l'hydraulique historique, des 39 GW d'interconnexions et du pilotage de la demande que le modèle exclut 12RTE, « Futurs énergétiques 2050 », octobre 2021, chapitre 11 (analyse économique) : coûts complets annualisés 2060 de 71 à 80 Md€/an pour les scénarios M contre 59 à 66 Md€/an pour les scénarios N ; caractère impropre du LCOE pour comparer des mix (coûts de production 2050 de 25-55 €/MWh pour les grandes EnR contre 60-85 €/MWh pour le nouveau nucléaire, « sans permettre de conclure sur la comparaison des scénarios complets », section 11.3.4) ; coût variable du thermique décarboné de 120 à 400 €/MWh électrique selon le combustible (section 11.3.5.3) ; coût du capital de référence à 4 % uniforme, variantes 1-7 % (section 11.2.2) ; analyses de sensibilité faisant varier l'écart annuel entre scénarios de la quasi-annulation (gaz verts très compétitifs, stress test sur les coûts du nucléaire) à une quinzaine de milliards d'euros par an ; scénario N03 à 50 % de nucléaire ; imports de 39 GW dans les scénarios M. Et cette exclusion ne s'annule pas dans la comparaison avec un contrefactuel pilotable : ces flexibilités valent davantage dans un système dominé par les intermittents, où elles remplacent la chaîne hydrogène, que dans un système pilotable, où elles remplacent des pointes bon marché. Notre écart nucléaire-ENRi est donc un majorant ; la fourchette qui encadre le débat réel est celle de RTE, où l'écart annuel varie, selon les sensibilités testées, de la quasi-annulation, dans des configurations particulières de gaz verts très compétitifs ou de dérive des coûts du nucléaire, à une quinzaine de milliards d'euros par an, presque toujours au bénéfice des scénarios nucléarisés 12RTE, « Futurs énergétiques 2050 », octobre 2021, chapitre 11 (analyse économique) : coûts complets annualisés 2060 de 71 à 80 Md€/an pour les scénarios M contre 59 à 66 Md€/an pour les scénarios N ; caractère impropre du LCOE pour comparer des mix (coûts de production 2050 de 25-55 €/MWh pour les grandes EnR contre 60-85 €/MWh pour le nouveau nucléaire, « sans permettre de conclure sur la comparaison des scénarios complets », section 11.3.4) ; coût variable du thermique décarboné de 120 à 400 €/MWh électrique selon le combustible (section 11.3.5.3) ; coût du capital de référence à 4 % uniforme, variantes 1-7 % (section 11.2.2) ; analyses de sensibilité faisant varier l'écart annuel entre scénarios de la quasi-annulation (gaz verts très compétitifs, stress test sur les coûts du nucléaire) à une quinzaine de milliards d'euros par an ; scénario N03 à 50 % de nucléaire ; imports de 39 GW dans les scénarios M 13RTE, ibid., fiches scénarios N03 et M0 : « les scénarios avec nouveau nucléaire s'avèrent moins coûteux que les scénarios avec 100 % d'énergies renouvelables dans la plupart des configurations testées ».

Aux mêmes conventions et avec les mêmes briques, un système nucléaire neuf bouclé de bout en bout, 70 GW de réacteurs à 6 500 €/kW couvrant les 450 TWh livrés et l'alimentation d'une chaîne hydrogène de pointe (25 GW de turbines, 12 GW d'électrolyseurs sur les creux du parc, 21 TWh thermiques de cavités), …

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Sources

[1] ADEME, « Transition(s) 2050. Choisir maintenant, agir pour le climat », novembre 2021, et feuilleton « Mix électrique », 24 février 2022 : les quatre scénarios reposent sur plus de 70 % d'énergies renouvelables dans la production électrique en 2050 (jusqu'à 97 % dans S1, 72 % dans S4) ; sortie du nucléaire dans S1, six EPR2 en option dans S3.

[2] ADEME, « Vers un mix électrique 100 % renouvelable en 2050 », 2015 (119 €/MWh pour un système 100 % renouvelable contre 117 €/MWh pour un mix à 55 % de nucléaire) ; trajectoire de publication : présentation retirée du colloque des 14-15 avril 2015, rapport révélé par Mediapart le 8 avril 2015 (La Gazette des communes, avril 2015) ; portée revendiquée et sensibilité à la flexibilité de la demande (+26 % du coût annuel total) : réponse ministérielle à la question écrite n° 92339, Assemblée nationale, XIVe législature.

[3] ADEME, communiqué de presse et synthèse « Trajectoires d'évolution du mix électrique 2020-2060 », 10 décembre 2018 : optimum économique à 85 % d'EnR en 2050 et plus de 95 % en 2060 ; « le développement d'une filière industrielle EPR ne serait pas compétitif pour le système électrique français d'un point de vue économique » (surcoût évalué à 39 Md€ au minimum) ; prolongement partiel du parc existant jugé « efficient » à court terme (relevés Connaissance des énergies et L'Usine nouvelle, 10-11 décembre 2018).

[4] ADEME et Artelys, « Trajectoires d'évolution du mix électrique 2020-2060, analyses complémentaires », rapport final, 2019 : optimisation horaire du système interconnecté avec pilotage de la demande ; coûts du réseau intérieur supposés constants à 12,9 Md€/an sur 2020-2064, raccordements logés dans les LCOE (section 3.2.1, p. 23) ; actualisation à 2,5 % ; fiches par trajectoire (annexe 5) : « Référence » 1 277 Md€ et 96 €/MWh (87 % d'EnR en 2050, p. 34), « Prolongement nucléaire aisé » 1 274 Md€ et 95 €/MWh (81 % d'EnR, p. 38), « EPR en série » 1 315 Md€ et 100 €/MWh (73 % d'EnR, p. 40).

[5] Académie des technologies, « Trajectoires d'évolution du mix électrique 2020-2060. Commentaires d'une étude de l'Ademe », avis voté le 13 mars 2019, texte intégral sur academie-technologies.fr (premiers échos de presse dès février 2019) : étude « affectée de nombreuses erreurs de méthodes et de contradictions », synthèse « pas soumise à une évaluation scientifique », conclusions qui « ne devraient en aucun cas servir de base à des décisions de politique publique » et dont la « médiatisation est prématurée » ; écarts de coûts entre trajectoires (moins de 3 %) jugés trop faibles pour conclure.

[6] Décret n° 2026-76 du 12 février 2026 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie (JO du 13 février 2026) : PPE3 2026-2035, maintien en exploitation des 57 réacteurs (production nucléaire de 380 à 420 TWh à l'horizon 2030-2035), plafonnement des rythmes d'attribution de soutien à l'éolien terrestre et au photovoltaïque jusqu'au 31 décembre 2028, clause de revoyure en 2027.

[7] Campagne ADEME-ministère de la Transition écologique dite du « dévendeur », spots diffusés du 14 novembre au 4 décembre 2023 ; qualification de « maladroite » et « regrettable » par le ministre de l'Économie, demande du MEDEF de siéger au conseil d'administration (Stratégies, janvier 2024 ; FashionNetwork, 23 novembre 2023).

[8] Réponse ministérielle à la question écrite n° 4872, Assemblée nationale, XVIIe législature, 2025 : 92 % des 3,4 Md€ gérés par l'ADEME en 2024 reversés aux acteurs locaux ; campagnes grand public 2025 dotées de 4 M€, soumises à l'agrément du Service d'information du Gouvernement.

[9] Code de l'environnement, article L. 131-3 (4°) : l'ADEME exerce des actions dans le domaine de « la réalisation d'économies d'énergie et de matières premières et le développement des énergies renouvelables ».

[10] OCDE-AEN, « The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables », janvier 2019, et Policy Brief « The System Costs of Electricity » : coûts de profil, d'équilibrage, de raccordement et de réseau croissant d'environ 8 $/MWh à 10 % de pénétration intermittente à environ 50 $/MWh à 75 %, pour un coût complet du système d'environ 130 $/MWh (relais World Nuclear News, février 2019).

[11] Robert Idel, « Levelized Full System Costs of Electricity », Energy, vol. 259, 2022, article 124905, DOI 10.1016/j.energy.2022.124905 (préprint SSRN n° 4028640) : définition du LFSCOE (coût du mégawattheure si une source, avec son stockage optimisé, devait servir seule la demande horaire d'un marché), hypothèses volontairement favorables au stockage (sans pertes dans le cas de base, optimisation conjointe capacité-stockage sur sept années horaires), variante LFSCOE-95 ; valeurs publiées pour l'Allemagne et le Texas : solaire environ 1 380 et 413 $/MWh, éolien environ 504 et 291 $/MWh, nucléaire environ 106 et 122 $/MWh ; une division par vingt du coût du stockage ne rend pas les intermittents seuls compétitifs en Allemagne.

[12] RTE, « Futurs énergétiques 2050 », octobre 2021, chapitre 11 (analyse économique) : coûts complets annualisés 2060 de 71 à 80 Md€/an pour les scénarios M contre 59 à 66 Md€/an pour les scénarios N ; caractère impropre du LCOE pour comparer des mix (coûts de production 2050 de 25-55 €/MWh pour les grandes EnR contre 60-85 €/MWh pour le nouveau nucléaire, « sans permettre de conclure sur la comparaison des scénarios complets », section 11.3.4) ; coût variable du thermique décarboné de 120 à 400 €/MWh électrique selon le combustible (section 11.3.5.3) ; coût du capital de référence à 4 % uniforme, variantes 1-7 % (section 11.2.2) ; analyses de sensibilité faisant varier l'écart annuel entre scénarios de la quasi-annulation (gaz verts très compétitifs, stress test sur les coûts du nucléaire) à une quinzaine de milliards d'euros par an ; scénario N03 à 50 % de nucléaire ; imports de 39 GW dans les scénarios M.

[13] RTE, ibid., fiches scénarios N03 et M0 : « les scénarios avec nouveau nucléaire s'avèrent moins coûteux que les scénarios avec 100 % d'énergies renouvelables dans la plupart des configurations testées ».

[14] RTE, ibid., scénario M0, trajectoire de référence : 29 GW de nouveaux moyens thermiques décarbonés et 26 GW de batteries stationnaires ; rythmes de développement supérieurs aux meilleures performances européennes observées.

[15] RTE, Bilan électrique 2025, publié le 25 février 2026, synthèse et chapitre Émissions (analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electrique-2025/emissions) : parc solaire de 30,4 GW fin 2025 ; émissions directes de la production de 10,9 MtCO2eq et intensité de 19,6 gCO2eq/kWh produit (consommation : 20,0 g) ; au périmètre du cycle de vie, 15,7 MtCO2eq (16,2 en 2024) et 29,0 g/kWh produit ; 95,2 % de production bas carbone (521,1 TWh sur 547,5 TWh), intensité horaire maximale de 58 g ; facteurs d'émission en cycle de vie retenus par RTE : nucléaire 7 g, hydraulique 6 g, éolien terrestre 16 g, éolien en mer 17 g, photovoltaïque 43 g, cycle combiné gaz 389 g ; 3 TWh de production éolienne et solaire modulés lors d'épisodes de prix négatifs ; exportations record de 92,3 TWh évitant environ 27 MtCO2eq en Europe ; ordres de grandeur des autres postes nationaux (transport routier environ 120 Mt, chauffage des bâtiments environ 47 Mt, données Citepa relayées).

[16] AIE, « Solar PV Global Supply Chains », juillet 2022 : la Chine concentre plus de 80 % de l'ensemble des étapes de fabrication des modules photovoltaïques, et jusqu'à 97 % de la production mondiale de plaquettes de silicium.

[17] RTE, Schéma décennal de développement du réseau 2025 (environ 100 Md€ d'ici 2040) et programme d'investissement Enedis (environ 96 Md€), extrapolés dans le modèle à 250 Md€ pour un système à production intégralement diffuse ; hypothèse détaillée en note méthodologique et sensibilité 150-350 Md€ publiée dans le corps de l'article ; à titre d'étalonnage, les recettes annuelles du réseau couvertes par le TURPE (RTE et Enedis) avoisinent 20 Md€ (CRE, délibérations TURPE 6, 2021).

[18] Prix de référence de la valorisation du nucléaire existant dans le cadre post-ARENH (Versement Nucléaire Universel), environ 70 €/MWh, loi de finances pour 2025.

[19] ADEME, Base Empreinte®, fiches « Électricité photovoltaïque » (mise à jour 2023) : 43,9 gCO2eq/kWh en analyse de cycle de vie pour une fabrication en Chine (valeur moyenne retenue pour la France), 32,3 g pour une fabrication européenne, 25,2 g pour une fabrication française ; éolien terrestre 14,1 g, éolien en mer 15,6 g.

[20] EDF R&D, « Analyse du cycle de vie du parc nucléaire français », 16 juin 2022, revue par un panel d'experts indépendants : 3,7 gCO2eq/kWh (fourchette 2,9 à 4,6) ; GIEC (2014, WG3, annexe III) : 12 g en médiane mondiale ; ADEME, périmètre France historique : 6 g.

[21] UNECE, « Life Cycle Assessment of Electricity Generation Options », 2021-2022 : photovoltaïque de 8,0 à 83 gCO2eq/kWh selon technologie et lieu de fabrication, éolien terrestre 7,8 à 16 g, éolien en mer 12 à 23 g, nucléaire 5,1 à 6,4 g.

[22] Cour des comptes, « Le soutien aux énergies renouvelables », mars 2018 : électricité française déjà décarbonée à près de 98 % ; 4,4 Md€ de dépenses publiques pour les ENR électriques contre 567 M€ pour les ENR thermiques en 2016 ; engagements d'environ 121 Md€ sur la durée des contrats éoliens et photovoltaïques signés avant 2017.

[23] Cour des comptes, « Le soutien aux énergies renouvelables à travers les charges de service public de l'énergie », 18 mars 2026 : engagements de long terme de 87 Md€ fin 2024, coût cumulé des contrats de 26,3 Md€ entre 2016 et 2024.

[24] Académie des sciences, comité de prospective en énergie (prés. Marc Fontecave), « Avis sur la version révisée de la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE3) », avril 2025 : incohérences internes du document (consommation finale de 1 100 puis 1 302 TWh ; électricité entre 429 et 600 TWh), excédent d'offre d'environ 100 TWh exporté, ajout d'environ 200 TWh non pilotables jugé sans nécessité démontrée, chapitre stockage qualifié de creux.

[25] Code de l'énergie, article L. 141-8 : le bilan prévisionnel pluriannuel de l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité est établi par le gestionnaire du réseau public de transport (RTE), sous le contrôle de l'État.

[26] Sénat, commission d'enquête sur les missions des agences, opérateurs et organismes consultatifs de l'État (prés. Pierre Barros, rapp. Christine Lavarde), rapport présenté le 3 juillet 2025, recommandation n° 41 (délégation directe de l'État aux régions des crédits transitant par l'ADEME).

[27] Contentieux du décret n° 2026-76 (état au 16 août 2026) : requête n° 512882 enregistrée au Conseil d'État le 18 février 2026 (Fédération Environnement Durable, Vent de Colère, Sites & Monuments et collectifs régionaux) ; requête de collectifs citoyens du 19 février ; recours de Contribuables Associés du 26 février (dossier n° 513217), fondé sur le coût du soutien aux intermittents, chiffré par les requérants de 80,3 à 117,3 Md€ d'ici 2060 ; recours de l'association Initiatives pour le Climat et l'Énergie du 8 juillet contre les volets renouvelables et l'appel d'offres AO10 ; recours gracieux de 142 associations auprès du Premier ministre le 11 avril ; mise en demeure adressée à l'ADEME le 10 février par la FED et Vent de Colère (retrait demandé de publications sur les émissions « évitées », méthodologie contestée). Sources : communiqués des requérants, Transitions & Énergies (18 avril 2026), presse spécialisée ; l'issue des recours est pendante.

[28] Position gouvernementale et réactions : dossier de presse « PPE3, une stratégie pour la souveraineté énergétique de la France », presse.economie.gouv.fr, février 2026 (650 à 693 TWh de production décarbonée en 2035, photovoltaïque 48 GW en 2030 puis 55 à 80 GW en 2035, éolien en mer 15 GW, réduction de moitié de la dépense de soutien à l'horizon 2040, plan national d'électrification) ; déclaration de Roland Lescure, ministre de l'Économie, des Finances et de la Souveraineté industrielle et énergétique (L'Écho du solaire, 16 février 2026) ; appels d'offres éolien en mer fusionnés de 10 GW lancés en avril 2026 ; réaction mesurée de la filière renouvelable (Actu-Environnement, 13 février 2026) ; regret exprimé par le Syndicat des énergies renouvelables lors de l'abandon du projet de loi de programmation (11 avril 2024, relevé cabinet Gossement).

[29] Décret n° 2022-539 du 13 avril 2022 relatif à la compensation carbone et aux allégations de neutralité carbone dans la publicité : précédent d'encadrement réglementaire des allégations environnementales, transposable à la mention obligatoire du périmètre des chiffres publics de coût et de carbone électriques.

[30] Réactions des organisations climatiques à la PPE3 : Alliance pour l'énergie locale (CLER, Réseau Action Climat, WWF, Greenpeace, France Nature Environnement, FNCCR, AMORCE et autres), communiqué du 12 février 2026 dénonçant « un recul » (cler.org) ; Réseau Action Climat, « Analyse détaillée de la 3e PPE », mars 2026 (l'article 2 du décret érige les rythmes de soutien en plafonds explicites ; réduction de consommation ramenée à 18 % en 2030 contre 30 % attendus au titre des objectifs européens ; objectifs industriels photovoltaïques salués) ; Greenpeace France, communiqué du 13 février 2026, « PPE : en retard, archaïque et réactionnaire » ; négaWatt, tribune d'Yves Marignac (L'Obs, février 2026, relevé Techniques de l'ingénieur).