Rapport de la CRE : le vrai bilan économique des renouvelables en France

Ma remarque

Quid des investissements necessaires par RTE, de la manière de gérer la variabilité de production des energies renouvelables ( batteries, hydrogène vert, nucléaire…?), de la longévité de ces installations ( on sait que le nucléaire, c’est 60 à 80 ans), de la création d’une nouvelle dépendance envers la chine… Cet article ne me convainc pas

La réponse de votre IA que j’ai sollicitée pour résumer votre article

Votre scepticisme est justifié : l’article met surtout en avant le bénéfice des renouvelables sur les prix de gros, mais il ne constitue pas un bilan économique complet. Pour juger sérieusement la stratégie, il faut intégrer les coûts du réseau, de la flexibilité, du renouvellement des équipements, du financement et de la sécurité d’approvisionnement.

Le coût RTE est considérable

RTE prévoit environ 100 milliards d’euros d’investissements entre 2025 et 2039, avec un rythme passant d’environ 3 milliards d’euros en 2025 à près de 8 milliards par an vers 2040. Cette enveloppe comprend notamment :

20 milliards pour renouveler et adapter les infrastructures existantes, dont environ 21 000 km de lignes ;

37 milliards pour raccorder les futurs parcs éoliens en mer ;

16 milliards pour les raccordements terrestres — industriels, producteurs renouvelables, nucléaire et stockage ;

14 milliards pour renforcer le réseau à très haute tension ;

4 milliards pour sa modernisation numérique ;

2,5 milliards pour les interconnexions européennes.

L’article Hello Watt semble donc comparer principalement les économies réalisées sur le marché de gros avec certains coûts additionnels de production. Cela ne suffit pas nécessairement à mesurer le coût total pour la collectivité : il faut aussi prendre en compte le réseau de transport, les réseaux de distribution, les raccordements, le stockage, les coûts de pilotage, les périodes de prix négatifs et le renouvellement des installations.

Nuance importante : ces 100 milliards ne sont pas uniquement imputables aux renouvelables. Une partie est liée au vieillissement du réseau, à l’électrification des usages, à la réindustrialisation, au changement climatique et au raccordement de nouveaux moyens nucléaires. La bonne question n’est donc pas « combien coûtent les renouvelables ? », mais plutôt : quel coût du réseau chaque scénario énergétique nécessite-t-il ?

Comment gérer la variabilité ?

Il n’existe pas une solution unique. Un système robuste combine plusieurs leviers :

Solution Rôle principal Limites

Prévision et pilotage du réseau Anticiper la production et équilibrer l’offre et la demande Ne supprime pas les périodes sans vent ni soleil

Batteries Réagir en quelques secondes et déplacer l’électricité de quelques heures Coût, durée de vie limitée, matières premières

STEP hydrauliques Stockage de plusieurs heures à quelques dizaines d’heures Sites géographiques limités

Effacement et demande flexible Décaler recharge des véhicules, chauffage, électrolyse ou certaines consommations Nécessite des contrats, des automatismes et l’acceptation des consommateurs

Hydrogène produit par électrolyse Absorber des surplus et stocker l’énergie plus longtemps Rendement global faible et coût élevé ; demande industrielle à créer

Interconnexions européennes Mutualiser les excédents et les déficits entre pays Dépend de la disponibilité des voisins et des capacités de réseau

Nucléaire et hydraulique Fournir une production bas-carbone pilotable ou relativement prévisible Investissements lourds, délais longs, maintenance et risques industriels

RTE présente les batteries comme adaptées principalement à la flexibilité intra-journalière : elles peuvent absorber un surplus solaire ou éolien et restituer l’électricité lors des pointes. Les STEP jouent un rôle comparable à une échelle plus importante. L’hydrogène peut davantage répondre à des besoins de stockage prolongé ou saisonnier, mais il est généralement moins efficace que le stockage direct par batterie lorsqu’il s’agit simplement de restituer de l’électricité.

Le nucléaire ne « compense » pas mécaniquement chaque variation renouvelable. Il apporte surtout une production bas-carbone stable, tandis que l’hydraulique, les interconnexions, la demande flexible, les batteries et éventuellement les centrales pilotables absorbent les écarts de court terme. Dans un système combinant nucléaire et beaucoup de solaire-éolien, le risque est aussi de produire trop d’électricité à certaines heures : il faut alors déplacer les usages, exporter, stocker ou accepter de réduire temporairement la production.

Longévité : un point souvent oublié

Votre comparaison avec le nucléaire est pertinente. Les technologies ne doivent pas être comparées uniquement en coût initial par MWh : leur durée d’exploitation et leur calendrier de remplacement comptent beaucoup.

Nucléaire existant : conçu initialement pour une durée de référence d’environ 40 ans, mais certains réacteurs peuvent être exploités plus longtemps sous réserve des contrôles et travaux de sûreté. Les 60 à 80 ans ne sont donc pas une garantie automatique pour chaque installation.

Nouveaux réacteurs : actifs conçus pour une longue durée de fonctionnement, mais avec des investissements initiaux très élevés et des coûts de construction sensibles aux retards.

Éolien : durée moyenne souvent située autour de 20 à 25 ans ; l’ADEME retient notamment 20 ans pour une éolienne moyenne, tandis que la Commission européenne indique environ 25 ans en moyenne.

Solaire photovoltaïque : les modèles prospectifs de l’ADEME utilisent généralement une durée de vie d’environ 25 ans.

Batteries : leur durée dépend du nombre de cycles, de la technologie et de l’usage ; les hypothèses de RTE utilisent environ 15 ans pour des batteries stationnaires.

Réseaux : ils peuvent durer plusieurs décennies, mais nécessitent un renouvellement progressif, une adaptation climatique et des investissements numériques.

Cela signifie qu’un parc solaire ou éolien n’est pas un investissement « payé une fois pour toutes ». Il faut prévoir le repowering, le remplacement des composants, le démantèlement et le recyclage. À l’inverse, le nucléaire exige lui aussi de lourdes dépenses de maintenance, de prolongation, de gestion des déchets et de démantèlement. La comparaison correcte devrait donc être faite en coût complet actualisé sur plusieurs décennies, en incluant les remplacements.

La dépendance à la Chine

C’est probablement l’angle le plus absent de l’article. Le développement rapide des renouvelables et des batteries crée une forte dépendance industrielle extérieure, particulièrement vis-à-vis de la Chine.

Selon l’Agence internationale de l’énergie, la Chine représente environ 85% des capacités de production de la chaîne solaire et 80% de celles des batteries lithium-ion ; sa part atteint environ 95% pour les wafers photovoltaïques et 97% pour les matériaux d’anode. Elle traite aussi plus de 70% du lithium, du cobalt, du graphite et des terres rares.

Cette dépendance porte sur :

les cellules et modules photovoltaïques ;

les wafers et le polysilicium ;

les batteries et leurs matériaux actifs ;

certains aimants permanents et composants d’éoliennes ;

le raffinage de plusieurs minerais critiques.

Mais le nucléaire n’est pas totalement indépendant non plus : il dépend de chaînes internationales pour l’uranium, la conversion, l’enrichissement, certains composants et parfois les services industriels. La différence est que le combustible nucléaire représente une faible quantité physique et peut être stocké pour plusieurs années, alors que les équipements solaires, éoliens et les batteries nécessitent une chaîne industrielle et minière continue.

La vraie question devient donc celle de la souveraineté industrielle : diversification des fournisseurs, recyclage, capacités européennes de production, stocks stratégiques et réduction de la consommation de matériaux. Remplacer une dépendance aux hydrocarbures russes ou moyen-orientaux par une dépendance aux équipements chinois ne constitue pas une souveraineté complète.

Ce que l’article ne démontre pas

L’article peut être convaincant sur un point précis : davantage de capacités renouvelables ont contribué à réduire les prix de gros dans la période étudiée. Mais cela ne permet pas, à lui seul, de conclure que toute nouvelle capacité renouvelable est économiquement optimale.

Pour tirer une conclusion solide, il faudrait comparer des scénarios complets comprenant :

les investissements de production ;

les 100 milliards d’euros de réseau RTE et les dépenses des réseaux de distribution ;

les coûts de stockage, d’effacement et d’interconnexion ;

les coûts de remplacement des panneaux, éoliennes et batteries ;

les coûts du nucléaire neuf, de la prolongation et de la fin de vie ;

les coûts liés aux importations, aux minerais critiques et à la dépendance industrielle ;

la valeur de la résilience lors des crises énergétiques ;

les effets sur les factures des ménages, et pas seulement sur le prix de gros.

En résumé : l’article présente un argument réel mais partiel. Il montre que les renouvelables peuvent avoir une valeur économique en réduisant les prix de marché et l’exposition au gaz ; il ne prouve pas que leur déploiement, pris isolément, constitue la stratégie la moins coûteuse, la plus durable ou la plus souveraine. La conclusion la plus prudente est probablement celle d’un mix combinant nucléaire prolongé et renouvelé, renouvelables là où elles sont compétitives, hydraulique, flexibilité, stockage ciblé et une politique industrielle réduisant la dépendance chinoise.

Le consommateur voit pas la baisse de 8 milliards annoncée, mais voit facilement les augmentations liées au développement du réseau de transport. Vous précisez mal dans votre article que seul le prix du marché spot baisse, ce qui n impact que très peu de français lambda