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 [1] et que son étude de 2015 a installé l'idée d'un 100 % renouvelable « pas plus cher » [2]. 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 [2]. 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 » [2]. 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 » [3]. 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 [4]. 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 [5]. 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 [1]. 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 [6]. 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.

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 [7]. 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 [8], et le développement des énergies renouvelables figure explicitement parmi les missions que la loi confie à l'agence [9]. 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 [12]. 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 [10]. 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 [11]. 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 » [12][13] ; le seul scénario 100 % renouvelable exige 29 GW de thermique décarboné neuf et 26 GW de batteries [14].

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.

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 [15], 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 [16]. 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 [17]. 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.

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 [12]. 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 [12][13].

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), …