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24 SEPTEMBRE 2025 (#93)
LE SOLAIRE ET L'ÉOLIEN SONT-ILS VRAIMENT MOINS CHERS ?
Le solaire photovoltaïque et l’éolien terrestre sont régulièrement présentés comme les sources d’électricité les plus économiques, avec un LCOE (Levelized Cost of Electricity) oscillant autour de 45 à 55 €/MWh. Cette affirmation alimente des politiques de subvention massives…
Le solaire photovoltaïque et l’éolien terrestre sont régulièrement présentés comme les sources d’électricité les plus économiques, avec un LCOE (Levelized Cost of Electricity) oscillant autour de 45 à 55 €/MWh. Cette affirmation alimente des politiques de subvention massives, d’accélération des projets et de fermeture anticipée d’autres filières comme le nucléaire ou le gaz.
Pourtant, cette comparaison repose sur une métrique comptable partielle, qui ignore l’intermittence, les coûts d’intégration au réseau, la nécessité de stockage ou de backup, et les distorsions de marché induites. Des pays comme l’Allemagne, pourtant très investis dans les EnR, affichent des prix finaux de l’électricité parmi les plus élevés du monde.
Le débat n’est donc plus simplement économique, mais systémique : le “moins cher” apparent masque-t-il des coûts réels reportés sur la collectivité, les infrastructures ou les marchés ? Le LCOE est-il un indicateur honnête ou un outil de communication technocratique qui néglige la valeur de la pilotabilité, de la stabilité et de la sécurité énergétique ?
Le solaire et l’éolien sont-ils vraiment moins chers… ou les estimations de coût sont-elles fondamentalement biaisées car incomplètes ? Un doute croissant s’installe sur la rationalité du modèle promu.
SYNTHÈSE DES CHIFFRES
Le débat sur le coût réel de l’électricité solaire et éolienne repose sur une ambiguïté : le LCOE affiche des valeurs attractives, autour de 45 à 60 €/MWh, mais il ne mesure que le coût de la centrale elle-même…
SYNTHÈSE DES CHIFFRES
Le débat sur le coût réel de l’électricité solaire et éolienne repose sur une ambiguïté : le LCOE (coût actualisé de production) affiche des valeurs attractives, autour de 45 à 60 €/MWh, mais il ne mesure que le coût de la centrale elle-même. Or l’électricité n’est pas un bien ordinaire : elle doit être produite en continu, au rythme exact de la consommation, avec une fréquence et une tension stables. Dès lors, les énergies renouvelables variables (VRE) génèrent une série de surcoûts liés à leur intégration au système électrique.
D’abord, l’adéquation de capacité : comme le vent et le soleil sont intermittents, il faut maintenir des centrales de secours, souvent au gaz, prêtes à compenser. Ce backup coûte déjà 10 à 20 €/MWh en France, et pourrait grimper à 25 €/MWh si la part des VRE augmente.
Ensuite, viennent les frais de réseau (raccordement, lignes à haute tension), estimés à 6–10 €/MWh, puis les dépenses de stabilité du système (inertie, services de réglage), autour de 3–6 €/MWh.
À cela s’ajoutent la cannibalisation des prix lors des excédents de production (3–6 €/MWh) et les coûts de maintenance plus élevés que prévu (2–4 €/MWh).
Au total, l’éolien terrestre passe ainsi de 55–60 €/MWh à 80–105 €/MWh, avec des ordres de grandeur comparables pour le solaire. Le nucléaire existant, évalué par la CRE à 58–61 €/MWh sur 2026–2030, n’impose en revanche que 3–13 €/MWh de coûts additionnels liés à la flexibilité, soit un coût ajusté de 60–70 €/MWh.
Pour l’avenir, dans le nucléaire, deux voies sont explorées :
SMR (Small Modular Reactors), comme NUWARD (2×170 MWe), reposant sur des technologies éprouvées et une production en série. Objectif : 70–100 €/MWh à partir de 2032–2035.
RNR/SFR (réacteurs à neutrons rapides), héritiers du projet ASTRID, visant le multi-recyclage du plutonium et une meilleure utilisation de l’uranium. Horizon post-2035.
En clair, les renouvelables sont compétitifs à la sortie de l’usine, mais beaucoup moins une fois intégrés dans un système qui doit rester fiable. À l’inverse, le nucléaire et l’hydraulique, coûteux à construire mais pilotables et stables, offrent une valeur systémique décisive : celle d’une énergie disponible en continu, dont le coût complet reste compétitif pour la collectivité.
Le débat sur le coût réel de l’électricité solaire et éolienne repose sur une ambiguïté : le LCOE (coût actualisé de production) affiche des valeurs attractives, autour de 45 à 60 €/MWh, mais il ne mesure que le coût de la centrale elle-même. Or l’électricité n’est pas un bien ordinaire : elle doit être produite en continu, au rythme exact de la consommation, avec une fréquence et une tension stables. Dès lors, les énergies renouvelables variables (VRE) génèrent une série de surcoûts liés à leur intégration au système électrique.
D’abord, l’adéquation de capacité : comme le vent et le soleil sont intermittents, il faut maintenir des centrales de secours, souvent au gaz, prêtes à compenser. Ce backup coûte déjà 10 à 20 €/MWh en France, et pourrait grimper à 25 €/MWh si la part des VRE augmente.
Ensuite, viennent les frais de réseau (raccordement, lignes à haute tension), estimés à 6–10 €/MWh, puis les dépenses de stabilité du système (inertie, services de réglage), autour de 3–6 €/MWh.
À cela s’ajoutent la cannibalisation des prix lors des excédents de production (3–6 €/MWh) et les coûts de maintenance plus élevés que prévu (2–4 €/MWh).
Au total, l’éolien terrestre passe ainsi de 55–60 €/MWh à 80–105 €/MWh, avec des ordres de grandeur comparables pour le solaire. Le nucléaire existant, évalué par la CRE à 58–61 €/MWh sur 2026–2030, n’impose en revanche que 3–13 €/MWh de coûts additionnels liés à la flexibilité, soit un coût ajusté de 60–70 €/MWh.
Pour l’avenir, dans le nucléaire, deux voies sont explorées :
SMR (Small Modular Reactors), comme NUWARD (2×170 MWe), reposant sur des technologies éprouvées et une production en série. Objectif : 70–100 €/MWh à partir de 2032–2035.
RNR/SFR (réacteurs à neutrons rapides), héritiers du projet ASTRID, visant le multi-recyclage du plutonium et une meilleure utilisation de l’uranium. Horizon post-2035.
En clair, les renouvelables sont compétitifs à la sortie de l’usine, mais beaucoup moins une fois intégrés dans un système qui doit rester fiable. À l’inverse, le nucléaire et l’hydraulique, coûteux à construire mais pilotables et stables, offrent une valeur systémique décisive : celle d’une énergie disponible en continu, dont le coût complet reste compétitif pour la collectivité.
DÉBAT MAINSTREAM La question n’est pas seulement économique : c’est un choix de civilisation énergétique.
FLIP Le LCOE reste un excellent outil pour guider les choix technologiques à grande échelle…
DÉBAT MAINSTREAM La question n’est pas seulement économique : c’est un choix de civilisation énergétique.
FLIP Le LCOE reste un excellent outil pour guider les choix technologiques à grande échelle. Certes, il ne capture pas toute la complexité du système, mais c’est un indicateur simple, transparent, reproductible. Les limites du réseau ne doivent pas servir de prétexte pour bloquer la transition. Au contraire, elles doivent inciter à innover dans le stockage, la flexibilité, la gestion intelligente. Le solaire et l’éolien ont un potentiel énorme, à condition de continuer à moderniser les infrastructures. Le progrès viendra par l’optimisation, pas par le retour en arrière.
FLAP Le LCOE est un indicateur trompeur, devenu l’alibi comptable d’une transition énergétique mal pensée. Il ignore volontairement les coûts d’intégration, de stabilisation et de pilotage, reportant ces charges sur les contribuables ou les usagers. Derrière l’apparente efficacité économique se cache une fragilisation du système, un affaiblissement industriel, et une perte de souveraineté. Il faut en finir avec la foi aveugle dans les renouvelables intermittents : seule une électricité pilotable, stable, fiable peut garantir notre avenir énergétique. Revalorisons le nucléaire, l’hydraulique, et une vraie vision long terme.
FLOP Une énergie pas chère qui dépend du vent et du soleil ? C’est comme construire une autoroute en espérant qu’il ne pleuve jamais. On nous vend du rêve avec des panneaux chinois et des moulins en plastique, pendant qu’on ferme nos centrales et qu’on prie pour qu’il fasse beau. Quand l’électricité est “gratuite” mais qu’on paie 300 € la facture, c’est que quelqu’un se moque de nous. Le bon sens paysan dirait : mieux vaut une centrale qui tourne qu’un soleil qui brille.
FLIP Le LCOE reste un excellent outil pour guider les choix technologiques à grande échelle. Certes, il ne capture pas toute la complexité du système, mais c’est un indicateur simple, transparent, reproductible. Les limites du réseau ne doivent pas servir de prétexte pour bloquer la transition. Au contraire, elles doivent inciter à innover dans le stockage, la flexibilité, la gestion intelligente. Le solaire et l’éolien ont un potentiel énorme, à condition de continuer à moderniser les infrastructures. Le progrès viendra par l’optimisation, pas par le retour en arrière.
FLAP Le LCOE est un indicateur trompeur, devenu l’alibi comptable d’une transition énergétique mal pensée. Il ignore volontairement les coûts d’intégration, de stabilisation et de pilotage, reportant ces charges sur les contribuables ou les usagers. Derrière l’apparente efficacité économique se cache une fragilisation du système, un affaiblissement industriel, et une perte de souveraineté. Il faut en finir avec la foi aveugle dans les renouvelables intermittents : seule une électricité pilotable, stable, fiable peut garantir notre avenir énergétique. Revalorisons le nucléaire, l’hydraulique, et une vraie vision long terme.
FLOP Une énergie pas chère qui dépend du vent et du soleil ? C’est comme construire une autoroute en espérant qu’il ne pleuve jamais. On nous vend du rêve avec des panneaux chinois et des moulins en plastique, pendant qu’on ferme nos centrales et qu’on prie pour qu’il fasse beau. Quand l’électricité est “gratuite” mais qu’on paie 300 € la facture, c’est que quelqu’un se moque de nous. Le bon sens paysan dirait : mieux vaut une centrale qui tourne qu’un soleil qui brille.
FAITS FRANCE
Le coût actualisé de l’électricité (LCOE) du solaire photovoltaïque en France est estimé à 45 €/MWh, ce qui en fait l’une des sources les plus compétitives dans le mix actuel…
FAITS FRANCE
Le coût actualisé de l’électricité (LCOE) du solaire photovoltaïque en France est estimé à 45 €/MWh, ce qui en fait l’une des sources les plus compétitives dans le mix actuel selon les scénarios prospectifs (RTE – “Futurs énergétiques 2050”, 2021).
Pour l’éolien terrestre, le LCOE est évalué à environ 50 €/MWh, confirmant une baisse tendancielle des coûts observée au cours de la dernière décennie (Cour des comptes – Rapport sur la PPE, 2023).
Le nucléaire de nouvelle génération, en revanche, présente un coût complet estimé à 110 €/MWh, soit plus du double de celui des filières renouvelables récentes (Ministère de la Transition énergétique – Évaluation, 2023).
En 2023, la part des énergies renouvelables intermittentes dans la production électrique française a franchi le seuil des 20 %, marquant un tournant dans la transition énergétique (RTE – Bilan électrique, 2024).
Cependant, leur intégration au réseau entraîne des surcoûts, évalués entre +6 et +10 €/MWh selon les zones géographiques et les besoins d’adaptation du système (CRE – Note technique, 2022).
Pour garantir la sécurité d’approvisionnement, la France conserve 25 GW de centrales à gaz disponibles en réserve afin de pallier l’intermittence des renouvelables (RTE – Données, 2024).
Le facteur de charge réel des éoliennes reste limité, avec un taux de disponibilité moyen d’environ 25 % en France (ADEME – Étude de performance, 2023).
Des tensions accrues de fréquence ont par ailleurs été observées sur le réseau lors de pics de production solaire, ce qui souligne la nécessité d’adaptations techniques (RTE – Analyse incident, 2023).
Les prix négatifs sur le marché spot de l’électricité connaissent une forte hausse, en progression de 120 % entre 2020 et 2023, traduisant les déséquilibres liés à la surproduction ponctuelle (Epex Spot – Données, 2024).
À l’inverse, le parc nucléaire historique conserve un avantage en termes de compétitivité, avec un coût complet de l’électricité estimé à seulement 30 €/MWh (Cour des comptes – Rapport, 2023).
Le coût actualisé de l’électricité (LCOE) du solaire photovoltaïque en France est estimé à 45 €/MWh, ce qui en fait l’une des sources les plus compétitives dans le mix actuel selon les scénarios prospectifs (RTE – “Futurs énergétiques 2050”, 2021).
Pour l’éolien terrestre, le LCOE est évalué à environ 50 €/MWh, confirmant une baisse tendancielle des coûts observée au cours de la dernière décennie (Cour des comptes – Rapport sur la PPE, 2023).
Le nucléaire de nouvelle génération, en revanche, présente un coût complet estimé à 110 €/MWh, soit plus du double de celui des filières renouvelables récentes (Ministère de la Transition énergétique – Évaluation, 2023).
En 2023, la part des énergies renouvelables intermittentes dans la production électrique française a franchi le seuil des 20 %, marquant un tournant dans la transition énergétique (RTE – Bilan électrique, 2024).
Cependant, leur intégration au réseau entraîne des surcoûts, évalués entre +6 et +10 €/MWh selon les zones géographiques et les besoins d’adaptation du système (CRE – Note technique, 2022).
Pour garantir la sécurité d’approvisionnement, la France conserve 25 GW de centrales à gaz disponibles en réserve afin de pallier l’intermittence des renouvelables (RTE – Données, 2024).
Le facteur de charge réel des éoliennes reste limité, avec un taux de disponibilité moyen d’environ 25 % en France (ADEME – Étude de performance, 2023).
Des tensions accrues de fréquence ont par ailleurs été observées sur le réseau lors de pics de production solaire, ce qui souligne la nécessité d’adaptations techniques (RTE – Analyse incident, 2023).
Les prix négatifs sur le marché spot de l’électricité connaissent une forte hausse, en progression de 120 % entre 2020 et 2023, traduisant les déséquilibres liés à la surproduction ponctuelle (Epex Spot – Données, 2024).
À l’inverse, le parc nucléaire historique conserve un avantage en termes de compétitivité, avec un coût complet de l’électricité estimé à seulement 30 €/MWh (Cour des comptes – Rapport, 2023).
FAITS MONDE
En Allemagne, malgré un coût actualisé de production (LCOE) relativement bas pour le solaire et l’éolien, le prix final payé par les ménages a atteint 420 €/MWh en 2023…
FAITS MONDE
En Allemagne, malgré un coût actualisé de production (LCOE) relativement bas pour le solaire et l’éolien, le prix final payé par les ménages a atteint 420 €/MWh en 2023, illustrant l’écart croissant entre coûts de production et facture domestique (Statistisches Bundesamt, 2024).
Au Texas, plusieurs blackouts majeurs ont été enregistrés lors des hivers 2021 et 2023, liés notamment à la variabilité de la production éolienne et à l’insuffisance de capacités de secours (ERCOT – Rapport sur l’hiver 2021 et 2023).
En Californie, des mesures de délestage préventif ont été mises en place pour anticiper les déséquilibres causés par les pics de production solaire, afin d’éviter des coupures massives (CPUC, 2023).
En Chine, le LCOE du solaire est tombé à 30 €/MWh, mais ce développement repose sur une forte dépendance au charbon utilisé en soutien pour stabiliser le système (China Energy Report, 2023).
L’Australie a dû engager des investissements massifs dans les batteries et dans l’extension des réseaux pour compenser l’intermittence et sécuriser l’intégration des énergies renouvelables (AEMO, 2023).
En Espagne, les prix de l’électricité ont été négatifs 21 % du temps au printemps 2024, un phénomène directement lié à la surproduction intermittente (OMIE, 2024).
Le Royaume-Uni prépare un renforcement de ses “capacity markets” afin de garantir une production de secours suffisante face aux variations d’un mix trop dépendant des renouvelables (UK BEIS, 2023).
En Norvège, bien que l’hydroélectricité fournisse une production pilotable couvrant la quasi-totalité du mix, les prix restent instables en raison des échanges et importations d’électricité renouvelable avec ses voisins (NordPool, 2024).
Au Japon, les limites du modèle tout-renouvelable ont conduit les autorités à relancer des investissements significatifs dans le nucléaire comme solution de stabilité (METI, 2023).
Le FMI souligne que le LCOE, souvent mis en avant pour comparer les filières, constitue un indicateur insuffisant car il reste déconnecté de la “valeur système”, c’est-à-dire des coûts liés à l’intégration et à la stabilité du réseau (FMI – Working Paper, 2023).
En Allemagne, malgré un coût actualisé de production (LCOE) relativement bas pour le solaire et l’éolien, le prix final payé par les ménages a atteint 420 €/MWh en 2023, illustrant l’écart croissant entre coûts de production et facture domestique (Statistisches Bundesamt, 2024).
Au Texas, plusieurs blackouts majeurs ont été enregistrés lors des hivers 2021 et 2023, liés notamment à la variabilité de la production éolienne et à l’insuffisance de capacités de secours (ERCOT – Rapport sur l’hiver 2021 et 2023).
En Californie, des mesures de délestage préventif ont été mises en place pour anticiper les déséquilibres causés par les pics de production solaire, afin d’éviter des coupures massives (CPUC, 2023).
En Chine, le LCOE du solaire est tombé à 30 €/MWh, mais ce développement repose sur une forte dépendance au charbon utilisé en soutien pour stabiliser le système (China Energy Report, 2023).
L’Australie a dû engager des investissements massifs dans les batteries et dans l’extension des réseaux pour compenser l’intermittence et sécuriser l’intégration des énergies renouvelables (AEMO, 2023).
En Espagne, les prix de l’électricité ont été négatifs 21 % du temps au printemps 2024, un phénomène directement lié à la surproduction intermittente (OMIE, 2024).
Le Royaume-Uni prépare un renforcement de ses “capacity markets” afin de garantir une production de secours suffisante face aux variations d’un mix trop dépendant des renouvelables (UK BEIS, 2023).
En Norvège, bien que l’hydroélectricité fournisse une production pilotable couvrant la quasi-totalité du mix, les prix restent instables en raison des échanges et importations d’électricité renouvelable avec ses voisins (NordPool, 2024).
Au Japon, les limites du modèle tout-renouvelable ont conduit les autorités à relancer des investissements significatifs dans le nucléaire comme solution de stabilité (METI, 2023).
Le FMI souligne que le LCOE, souvent mis en avant pour comparer les filières, constitue un indicateur insuffisant car il reste déconnecté de la “valeur système”, c’est-à-dire des coûts liés à l’intégration et à la stabilité du réseau (FMI – Working Paper, 2023).
« Une électricité bon marché, mais absente les jours de pluie, n’est ni bon marché, ni électricité » Gustave Eiffel
POUR ALLER PLUS LOIN… Le mensonge technocratique du “moins cher”… Ce que le LCOE ne vous dit pas, c’est ce que vous paierez quand le vent ne souffle pas. Ou quand le soleil se couche…
POUR ALLER PLUS LOIN… Le mensonge technocratique du “moins cher”… Ce que le LCOE ne vous dit pas, c’est ce que vous paierez quand le vent ne souffle pas. Ou quand le soleil se couche. Le coût de l’électricité ne se résume pas à ce qu’il en coûte de produire un mégawattheure quand tout va bien. Il faut aussi y inclure ce que le système dépense pour faire comme si tout allait toujours bien.
Le LCOE est une fiction confortable. Une moyenne qui ne dit rien de la valeur économique réelle d’une source d’énergie dans un réseau interdépendant, exigeant, fragile. Le solaire peut coûter 45 €/MWh sur le papier. Mais ajoutez les centrales à gaz prêtes à démarrer en 10 minutes. Ajoutez les lignes haute tension qui traversent le pays. Ajoutez les batteries, les convertisseurs, les dispositifs de stabilisation de fréquence. Ajoutez surtout l’instabilité, le dumping, les prix négatifs et l’obligation pour d’autres filières de s’adapter à une production erratique. Là, le “moins cher” devient un fardeau systémique.
On nous vend l’avenir à prix cassé, mais sans la facture d’installation. C’est une économie de brochure publicitaire : séduisante, verte, mais mensongère. En Allemagne, cette illusion a conduit à une flambée des prix, une explosion des émissions (quand le charbon revient), et une perte de souveraineté énergétique.
Pourquoi cette imposture dure-t-elle ? Parce qu’elle arrange. Elle donne bonne conscience. Elle permet aux gouvernements d’annoncer des baisses de coûts, aux industriels d’afficher des rendements, aux ONG de rêver sans se salir les mains avec les contraintes du réel.
Mais une politique énergétique sérieuse ne se bâtit pas sur des slogans. Elle exige des choix courageux, des indicateurs honnêtes, une hiérarchie claire entre coût brut et valeur pour le système. Et la vérité, c’est que seule une électricité pilotable et stable garantit un avenir viable. Le nucléaire, l’hydroélectrique, ou demain les SNR, doivent retrouver leur juste place : pas parce qu’ils sont parfaits, mais parce qu’ils sont fiables.
Il est temps de sortir de la magie comptable, d’arrêter de comparer une voiture sans roues avec un camion en état de rouler, d’assumer que la vraie énergie bon marché, c’est celle qui tient quand tout lâche.
Le LCOE est une fiction confortable. Une moyenne qui ne dit rien de la valeur économique réelle d’une source d’énergie dans un réseau interdépendant, exigeant, fragile. Le solaire peut coûter 45 €/MWh sur le papier. Mais ajoutez les centrales à gaz prêtes à démarrer en 10 minutes. Ajoutez les lignes haute tension qui traversent le pays. Ajoutez les batteries, les convertisseurs, les dispositifs de stabilisation de fréquence. Ajoutez surtout l’instabilité, le dumping, les prix négatifs et l’obligation pour d’autres filières de s’adapter à une production erratique. Là, le “moins cher” devient un fardeau systémique.
On nous vend l’avenir à prix cassé, mais sans la facture d’installation. C’est une économie de brochure publicitaire : séduisante, verte, mais mensongère. En Allemagne, cette illusion a conduit à une flambée des prix, une explosion des émissions (quand le charbon revient), et une perte de souveraineté énergétique.
Pourquoi cette imposture dure-t-elle ? Parce qu’elle arrange. Elle donne bonne conscience. Elle permet aux gouvernements d’annoncer des baisses de coûts, aux industriels d’afficher des rendements, aux ONG de rêver sans se salir les mains avec les contraintes du réel.
Mais une politique énergétique sérieuse ne se bâtit pas sur des slogans. Elle exige des choix courageux, des indicateurs honnêtes, une hiérarchie claire entre coût brut et valeur pour le système. Et la vérité, c’est que seule une électricité pilotable et stable garantit un avenir viable. Le nucléaire, l’hydroélectrique, ou demain les SNR, doivent retrouver leur juste place : pas parce qu’ils sont parfaits, mais parce qu’ils sont fiables.
Il est temps de sortir de la magie comptable, d’arrêter de comparer une voiture sans roues avec un camion en état de rouler, d’assumer que la vraie énergie bon marché, c’est celle qui tient quand tout lâche.
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