Éolien et batteries : combien coûterait une France alimentée sans nucléaire ni moyens pilotables ?

Introduction : ne pas confondre électricité produite et électricité garantie

La France consomme aujourd’hui de l’ordre de 450 TWh d’électricité par an. Demain, une électrification accrue des transports, du chauffage et de l’industrie pourrait porter ce besoin à 650 TWh/an. Cette hausse ne serait pas un luxe : elle accompagnerait la décarbonation des usages fossiles, la réindustrialisation du pays et la création de nouvelles activités économiques.

Une question mérite donc d’être posée sans tabou : quel parc éolien et quel stockage faudrait-il installer pour satisfaire ces besoins si l’on renonçait aux moyens pilotables bas-carbone et si l’on voulait conserver une sécurité d’approvisionnement élevée, y compris pendant plusieurs épisodes hivernaux de vent très faible ?

Le calcul qui suit est une extrapolation théorique volontairement pessimiste. Il ne prétend pas démontrer que l’éolien et les batteries sont intrinsèquement incapables d’assurer l’approvisionnement. Il cherche à chiffrer ce que pourrait coûter un système dimensionné pour affronter des séquences météorologiques défavorables, avec une forte marge de sécurité. Les résultats sont sensibles aux hypothèses, notamment au coût du stockage de très longue durée, qui reste très différent de celui des batteries utilisées pendant deux à quatre heures.

1. Le problème physique : produire assez, stocker assez, recharger à temps

La consommation annuelle ne suffit pas à dimensionner un système électrique. Il faut aussi garantir l’équilibre entre production et demande à chaque instant.

Une éolienne ne produit pas constamment à sa puissance nominale. Si le facteur de charge moyen est de 30 %, un parc de 100 GW produit en moyenne 30 GW sur l’année. Mais pendant un épisode de vent faible, son facteur de charge peut tomber bien plus bas. Avec un facteur de charge de 5 %, un parc de 600 GW ne fournit plus que 30 GW.

Les batteries permettent de transférer de l’électricité d’une période à une autre, mais elles ne créent pas d’énergie. Il faut donc prévoir simultanément :

• une puissance éolienne suffisante pour produire l’énergie annuelle et reconstituer les stocks ;
• un volume de stockage capable de traverser les périodes de faible production ;
• une puissance de décharge suffisante pour couvrir les pointes de demande ;
• une puissance de recharge élevée pendant les périodes favorables ;
• une marge pour les pertes, les indisponibilités, le vieillissement des batteries et les aléas météorologiques.

Il ne suffit donc pas de calculer le déficit pendant une crise. Il faut aussi vérifier que le système peut reconstituer les réserves avant la suivante.

2. Un stress test hivernal sévère, mais explicite

Pour comparer les deux niveaux de consommation, nous retenons les hypothèses suivantes :

Paramètre	Hypothèse de calcul
Scénario A	450 TWh/an
Scénario B	650 TWh/an
Facteur de charge éolien pendant une crise	5 %
Durée d’un épisode critique	30 jours
Nombre d’épisodes testés	3 sur l’hiver
Intervalle visé entre les épisodes	15 jours de recharge
Rendement aller-retour des batteries	85 %
Capacité utilisable des batteries	85 % de la capacité nominale
Importations pendant la crise	10 % de la demande moyenne hivernale supposée

Il s’agit d’un test de résistance, non d’une affirmation selon laquelle trois épisodes de 30 jours à 5 % se produiraient chaque hiver. La durée et la fréquence de ces épisodes devraient être étudiées sur plusieurs décennies de données météorologiques, en tenant compte de la corrélation des vents entre régions.

Nous supposons une demande hivernale moyenne de 60 GW dans le scénario à 450 TWh/an, et de 86,7 GW dans celui à 650 TWh/an. Ces valeurs sont des hypothèses de travail, et non des prévisions officielles. La demande annuelle ne permet pas à elle seule de déduire la demande hivernale : il faudra vérifier ces profils avec des courbes de consommation horaires.

3. Scénario A : fournir 450 TWh par an

Dimensionnement proposé

Pour ce premier scénario, nous testons un parc de 625 GW d’éolien, associé à 40 TWh de batteries nominales et à une puissance de décharge de l’ordre de 80 GW.

Avec un facteur de charge annuel moyen de 30 %, le parc éolien produirait théoriquement :

625 GW × 8 760 h × 30 % = 1 643 TWh/an.

C’est plus de trois fois la demande annuelle. Ce surdimensionnement n’est pas une erreur arithmétique : il vise à permettre au système de produire suffisamment pendant les périodes favorables, de recharger les batteries et de compenser une partie des périodes de faible vent. Une part importante de la production serait néanmoins excédentaire, écrêtée ou disponible à des moments où elle ne peut être intégralement consommée ou stockée.

Pendant un épisode de 30 jours

Avec 625 GW d’éolien à 5 %, la production est de 31,25 GW. En retenant une demande hivernale moyenne de 60 GW et 6 GW d’importations, le déficit moyen est :

60 − 31,25 − 6 = 22,75 GW.

Sur 30 jours, les batteries doivent délivrer :

22,75 GW × 720 h = 16,38 TWh.

Si le rendement aller-retour est de 85 %, il faut produire environ 19,27 TWh pour reconstituer l’énergie consommée par les batteries.

Avec 40 TWh nominaux et 85 % de capacité utilisable, le stock utile est de 34 TWh. Il permet donc théoriquement de traverser cet épisode avec une marge d’environ 17,6 TWh par rapport au besoin calculé.

Cette marge ne constitue pas une garantie contre toutes les crises : elle doit aussi couvrir les incertitudes, les indisponibilités, les pointes de puissance et les séquences plus défavorables que l’hypothèse centrale.

Peut-on recharger en quinze jours ?

Pour reconstituer les 16,38 TWh délivrés, il faut produire environ 19,27 TWh de recharge, soit une puissance moyenne de 53,5 GW pendant quinze jours.

Si le facteur de charge éolien moyen atteint 20 % pendant cette période, le parc produit 125 GW. Après satisfaction de la demande nette des importations, soit 54 GW, le surplus théorique est de 71 GW.

Le bilan énergétique passe donc dans cette hypothèse, avec environ 17,5 GW de marge au-dessus de la puissance moyenne nécessaire à la recharge. En revanche, si les quinze jours ne sont pas suffisamment venteux, le stock ne sera pas reconstitué. Il faut également que les réseaux et les convertisseurs puissent acheminer et absorber cette puissance de recharge.

4. Scénario B : fournir 650 TWh par an

Une France consommant 650 TWh d’électricité par an serait plus électrifiée et pourrait avoir une demande hivernale plus élevée. Nous retenons ici un parc de 900 GW d’éolien, associé à 60 TWh de batteries nominales et à une puissance de décharge de l’ordre de 100 GW.

À 30 % de facteur de charge annuel moyen, le parc produirait :

900 GW × 8 760 h × 30 % = 2 365 TWh/an.

Cela représente environ 3,6 fois la demande annuelle de 650 TWh. Comme dans le scénario précédent, cette surcapacité est destinée à rendre possible la recharge après les crises, mais elle implique un écrêtement potentiellement considérable.

Pendant un épisode de 30 jours

À 5 % de facteur de charge, les 900 GW d’éolien fournissent 45 GW. Avec une demande hivernale supposée de 86,7 GW et des importations de 8,7 GW, le déficit moyen est :

86,7 − 45 − 8,7 = 33 GW.

Sur 30 jours, le stockage doit délivrer :

33 GW × 720 h = 23,76 TWh.

Avec un rendement aller-retour de 85 %, il faut produire environ 28 TWh pour reconstituer le stock.

Les 60 TWh nominaux représentent 51 TWh utiles si l’on retient 85 % de capacité utilisable. Le stockage dispose donc d’une marge énergétique importante par rapport à un seul épisode de 30 jours, mais il faut toujours examiner les pointes de demande, les réserves opérationnelles et la possibilité réelle de recharger avant la crise suivante.

Recharge en quinze jours

Pour reconstituer 23,76 TWh délivrés, il faut produire environ 28 TWh, soit 77,8 GW de puissance moyenne de recharge pendant quinze jours.

À 20 % de facteur de charge, les 900 GW d’éolien produisent 180 GW. Après satisfaction de la demande nette des importations, soit 78 GW, il reste 102 GW de surplus. Le bilan passe donc dans cette hypothèse, avec une marge théorique d’environ 24 GW au-dessus du besoin moyen de recharge.

Cette marge est toutefois une moyenne de scénario. Elle ne garantit pas que chaque période de quinze jours offrira la même production. Une séquence de vent médiocre prolongée peut empêcher la reconstitution du stock.

5. Trois épisodes critiques : que signifie réellement cette hypothèse ?

Le test suppose trois épisodes de 30 jours à 5 % de facteur de charge, répartis sur l’hiver, avec quinze jours de recharge entre les épisodes. Il ne s’agit donc pas de 90 jours consécutifs sans vent.

Pour le scénario à 450 TWh, le déficit calculé est de 16,38 TWh par épisode. Trois épisodes représentent 49,14 TWh délivrés par les batteries sur l’hiver. Pour le scénario à 650 TWh, trois épisodes représentent 71,28 TWh délivrés.

Ces totaux ne signifient pas qu’il faut nécessairement stocker 49 ou 71 TWh au début de l’hiver : si les batteries sont effectivement rechargées entre les épisodes, le stock peut être réutilisé. En revanche, si les périodes intermédiaires ne fournissent pas assez d’énergie excédentaire, les déficits s’accumulent.

C’est pourquoi le cas le plus instructif n’est pas seulement celui de trois épisodes séparés par des périodes favorables, mais celui de trois épisodes séparés par des périodes de recharge incertaines. Une simulation chronologique doit tester les deux situations, ainsi que des épisodes plus longs, des pointes de froid et des indisponibilités simultanées.

6. Quel coût pour les éoliennes ?

Pour construire une fourchette illustrative, nous retenons un coût installé de 2,5 à 3,2 millions d’euros par MW éolien. Cette hypothèse représente un parc mêlant terrestre et maritime dans des conditions de coûts difficiles ; ce n’est pas un prix de marché garanti.

Poste	450 TWh/an	650 TWh/an
Puissance éolienne	625 GW	900 GW
Investissement éolien	1 560–2 000 Md€	2 250–2 880 Md€
Production annuelle théorique à 30 %	1 643 TWh	2 365 TWh

Ces investissements sont considérables. Ils ne comprennent pas l’ensemble des renforcements du réseau national ni tous les coûts induits par la localisation des parcs, les raccordements et les congestions.

7. Le poste déterminant : le stockage

Le coût du stockage de longue durée est la principale inconnue de cette extrapolation. Nous retenons ici 100 à 150 €/kWh installé pour les batteries, afin de disposer d’une hypothèse de calcul explicite.

Cela conduit à :

Poste	450 TWh/an	650 TWh/an
Capacité nominale de batteries	40 TWh	60 TWh
Investissement batterie à 100–150 €/kWh	4 000–6 000 Md€	6 000–9 000 Md€

Ces chiffres doivent être interprétés avec une grande prudence. L’IRENA rapporte un coût mondial moyen des systèmes de batteries stationnaires installés de 192 $/kWh en 2024, tandis que les prix de systèmes « turnkey » de deux à quatre heures étaient de l’ordre de 148 à 165 $/kWh. Ces données concernent des systèmes de courte durée, pas des parcs capables de stocker plusieurs dizaines de TWh pour traverser des crises météorologiques. Elles ne constituent donc pas une validation du coût retenu ici. https://www.irena.org/Digital-Report/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024⁠

Les batteries devront en outre être remplacées. Dans notre modèle, leur durée de vie économique est supposée de 15 ans, contre 25 ans pour les éoliennes. Le coût du capital est fixé à 7 %. Ces hypothèses ont une influence majeure sur le coût annuel : les batteries sont non seulement coûteuses à installer, mais leur renouvellement intervient plus fréquemment que celui des éoliennes.

8. Coût annuel du système : hypothèses et résultat

Pour annualiser les investissements, nous utilisons les coefficients suivants :

• Éolien sur 25 ans à 7 % : environ 8,58 % du capital par an.
• Batteries sur 15 ans à 7 % : environ 10,98 % du capital par an.
• Maintenance et exploitation de l’éolien : 2 % du capital par an.
• Maintenance et exploitation des batteries : 1 % du capital par an.

Nous ajoutons une provision de 30 à 60 Md€ pour les systèmes de puissance, raccordements spécifiques et marges techniques. Cette provision est très approximative et ne remplace pas une étude de réseau.

Résultats indicatifs

Poste annuel	Scénario 450 TWh	Scénario 650 TWh
Annuité du parc éolien	134–172 Md€	193–247 Md€
Annuité des batteries	439–659 Md€	659–988 Md€
Maintenance et exploitation	71–100 Md€	105–148 Md€
Provisions techniques spécifiques	3–7 Md€	3–7 Md€
Total annuel avant réseau national	647–938 Md€	960–1 390 Md€

Le total annuel du scénario à 450 TWh représente environ 1 440 à 2 085 €/MWh avant le réseau national. Pour 650 TWh, il représente environ 1 480 à 2 140 €/MWh avant réseau national.

Pour obtenir un ordre de grandeur TTC, nous ajoutons une hypothèse de 100 à 210 €/MWh pour le réseau national, l’équilibrage et les services système, puis une majoration fiscale simplifiée d’environ 20 %. Ce calcul ne reproduit pas exactement les taxes et tarifs français : il sert à comparer des scénarios sur une base homogène.

Résultat indicatif	450 TWh/an	650 TWh/an
Coût complet avant réseau national	1 440–2 085 €/MWh	1 480–2 140 €/MWh
Coût complet après ajout réseau et fiscalité simplifiée	1 850–2 750 €/MWh TTC	1 900–2 800 €/MWh TTC

Ces fourchettes ne sont pas des prévisions de prix de marché. Elles résultent directement des coûts de capital, durées de vie et capacités de stockage retenus. Elles peuvent varier considérablement si les batteries de très longue durée deviennent beaucoup moins chères, si le coût du capital diminue, ou si une autre technologie de stockage remplace une partie des batteries électrochimiques.

9. Pourquoi le coût ne double-t-il pas lorsque la demande passe de 450 à 650 TWh ?

Dans ce modèle, la hausse de la demande augmente les besoins de puissance et de stockage, mais elle ne multiplie pas les coûts par le même facteur que l’énergie annuelle. Les investissements sont dominés par le stockage : 4 000 à 6 000 Md€ dans le scénario à 450 TWh, contre 6 000 à 9 000 Md€ dans celui à 650 TWh.

Le coût par MWh reste donc du même ordre de grandeur. Cela ne signifie pas que les deux systèmes seraient équivalents : le scénario à 650 TWh nécessite davantage de production, de capacité de décharge et de recharge, et davantage de capacité pour absorber les crises hivernales. Mais dans les deux cas, le coût du stockage saisonnier domine largement le résultat.

Il faut aussi souligner que le calcul suppose un système exclusivement éolien et batteries. Il ne compare pas ce système à un parc nucléaire-hydraulique, à un système hybride ou à une combinaison de stockage de différentes durées. Il ne chiffre pas non plus les économies de combustibles fossiles, les effets macroéconomiques ou les coûts évités dans d’autres secteurs.

10. Ce que ce calcul démontre — et ce qu’il ne démontre pas

Ce calcul montre qu’un système fondé sur l’éolien et les batteries peut nécessiter une surcapacité de production très importante lorsque l’on veut garantir la recharge après plusieurs épisodes hivernaux de vent faible. Il montre aussi que le volume de stockage nécessaire peut représenter plusieurs milliers de milliards d’euros si l’on extrapole des coûts de batteries installées à des dizaines de TWh.

En revanche, il ne démontre pas que ces coûts seront effectivement atteints, ni que les batteries constituent l’unique solution de stockage. Des STEP supplémentaires, du stockage thermique, de l’hydrogène, des interconnexions ou des moyens pilotables bas-carbone pourraient modifier le dimensionnement et le coût du système. Leur capacité à réduire le coût doit être évaluée avec la même rigueur.

RTE utilise des simulations chronologiques pour analyser la sécurité d’approvisionnement, notamment les effets des épisodes de faible production renouvelable et des limites du stockage. Ses travaux soulignent que les systèmes fortement renouvelables peuvent connaître des épisodes de défaillance plus longs lorsque les stocks des batteries s’épuisent. https://assets.rte-france.com/preprod/public/2022-06/FE2050%20_Rapport%20complet_7.pdf⁠

Une étude sérieuse devrait donc rejouer heure par heure plusieurs décennies de météo, de demande, de disponibilité des équipements et de contraintes de réseau. Elle devrait mesurer les heures de défaillance, l’énergie non distribuée, les coûts de renouvellement et les besoins de puissance. Tant que ce travail n’est pas effectué, le présent calcul doit être lu comme un test de résistance théorique, et non comme une prévision.

Conclusion : la compétitivité doit être évaluée à l’échelle du système

Dans les hypothèses retenues, les scénarios étudiés conduisent à des coûts complets théoriques de l’ordre de 1 850 à 2 750 €/MWh TTC pour 450 TWh/an, et de 1 900 à 2 800 €/MWh TTC pour 650 TWh/an.

Ces résultats dépendent principalement du coût et de la durée de vie du stockage, de la sévérité des crises météorologiques et de la capacité à recharger les batteries entre deux épisodes. Ils ne constituent pas une démonstration définitive du coût futur d’un système éolien-batteries, mais ils montrent pourquoi le prix d’un MWh éolien pris isolément ne suffit pas à mesurer le coût d’une électricité garantie.

La question décisive n’est pas seulement de savoir combien coûte l’électricité lorsqu’il y a du vent. C’est de savoir combien coûte un système capable de fournir l’électricité nécessaire lorsque le vent manque, de reconstituer ses réserves avant la crise suivante, et de maintenir la sécurité d’approvisionnement pendant les pointes hivernales. C’est à cette échelle que toute comparaison entre systèmes électriques doit être conduite.

#SCSE

(ia)