La civilisation va-t-elle s’effondrer en 2040 ? La date n’est pas le problèmeLe modèle World3 ne fixe aucune date de fin du monde. Il montre cependant qu’une croissance matérielle prolongée dans un système fini peut conduire à un dépassement, puis à un déclin durable.
Gabriel Attal remet en avant un plafond d’environ 50 euros par MWh pendant dix ans pour les industriels qui se décarbonent. La stabilité serait utile, mais le plafond est inférieur au coût complet du nucléaire historique estimé par la CRE et son financement reste indéfini.
Gabriel Attal remet en avant une « nouvelle donne économique et climatique » qui promet aux industriels un prix de l’électricité plafonné à environ 50 euros par mégawattheure pendant dix ans, en échange d’objectifs de décarbonation et d’électrification.
L’idée répond à un besoin réel : une usine n’investit pas sur la base du prix spot du mois prochain. Mais le chiffre de 50 €/MWh reste incomplet. Il faut savoir s’il désigne seulement l’énergie, ou la facture livrée avec réseau et taxes. Il faut surtout expliquer qui couvre l’écart lorsque le coût dépasse le plafond.
Une proposition remise en circulation
Le 26 août 2026, Gabriel Attal s’est déplacé en Mayenne pour défendre la feuille de route économique de Renaissance. Le déplacement a été annoncé le 25 août comme la promotion d’une « nouvelle donne économique » par Presse Agence.
La proposition détaillée n’est pas nouvelle. Elle figure dans le document officiel de Renaissance « Pour une nouvelle donne économique et climatique », daté du 21 juillet 2025. L’actualité est sa remise en avant dans la campagne de 2027.
Le document propose une loi de programmation sur dix ans. Il promet un prix de l’électricité d’une cinquantaine d’euros par MWh au maximum pour les industriels, conditionné à des objectifs de décarbonation. Il défend aussi 14 EPR, un plan « SMR 2030 », davantage d’éolien en mer et l’objectif de produire en France les trois quarts de l’énergie consommée.
Pourquoi la stabilité compte autant que le prix
Une usine électro-intensive transforme de l’électricité en aluminium, verre, acier, papier, hydrogène ou produits chimiques. Pour elle, l’énergie est une matière première.
Un prix volatil peut bloquer un investissement même si sa moyenne paraît acceptable. Une entreprise qui investit pour plusieurs décennies doit connaître son coût de production pendant le remboursement des équipements.
Sur ce point, Attal traite un vrai verrou. Un contrat de long terme peut réduire le risque, faciliter le financement et rendre un projet français comparable à un projet installé là où l’énergie est moins chère ou subventionnée.
La contrepartie climatique est logique. Si la collectivité mobilise son parc électrique pour garantir un prix, elle peut exiger que l’entreprise remplace du gaz, du charbon ou du pétrole. Le contrat échange de la visibilité contre une transformation mesurable.
50 €/MWh n’est pas une facture complète
Le prix de gros n’est qu’une composante du prix payé par l’usine. La facture comprend aussi l’acheminement, les taxes, les garanties de capacité, les coûts commerciaux et la couverture du risque.
En 2026, l’accise sur l’électricité est fixée à 26,58 €/MWh pour les entreprises dans le cadre présenté par la Commission de régulation de l’énergie. Certains industriels bénéficient de taux réduits ou d’exonérations. Il n’existe donc pas une facture unique.
Le document de Renaissance ne précise pas clairement si le plafond concerne l’énergie seule ou le prix final livré. S’il s’agit du prix final, il implique des réductions fiscales, tarifaires ou une compensation publique. S’il s’agit de l’énergie, le chiffre est plus plausible, mais il faut encore financer la garantie sur dix ans.
Le coût complet du nucléaire dépasse le plafond
La Commission de régulation de l’énergie évalue le coût complet du nucléaire historique à 60,3 €/MWh en euros 2026 pour 2026-2028, soit 61,5 €/MWh en euros courants. Pour 2029-2031, elle retient 63,4 €/MWh en euros 2026.
Ce coût ne signifie pas que chaque MWh doit être vendu exactement à ce prix. Le marché peut être inférieur ou supérieur. Mais garantir durablement une énergie à 50 €/MWh sous ce coût impose un transfert.
Ce transfert peut prendre plusieurs formes :
- EDF vend moins cher et réduit sa marge ou sa capacité d’investissement ;
- l’État compense la différence ;
- d’autres consommateurs paient davantage ;
- les profits des périodes chères financent les périodes défavorables ;
- le contrat ne couvre qu’une partie de la consommation.
Aucune solution n’est automatiquement mauvaise. Chacune désigne un payeur et répartit un risque. Le programme doit choisir.
Un marché favorable, pas une garantie
En 2025, le prix spot moyen français s’est établi à 61 €/MWh, selon RTE. La France a produit 547,5 TWh d’électricité. La valorisation nette des exportations a atteint 5,4 milliards d’euros.
Ces chiffres montrent un avantage réel : le parc français peut produire une électricité abondante, peu carbonée et compétitive lorsque le nucléaire, l’hydraulique, l’éolien et le solaire sont disponibles.
Ils ne garantissent pas un prix fixe pendant dix ans. Une indisponibilité de centrales, une sécheresse, le prix du gaz ou une tension géopolitique peuvent modifier l’équilibre. Une garantie de prix est aussi une assurance. Elle a un coût même lorsque le sinistre ne se produit pas.
Électricité abondante ne signifie pas indépendance totale
En 2025, le taux d’indépendance énergétique atteignait 62,7 %, selon le bilan provisoire du SDES.
Ce taux compte l’électricité nucléaire comme produite en France, même si l’uranium est importé. Il ne mesure donc pas une autonomie matérielle complète.
La France a encore payé une facture énergétique extérieure de 45,8 milliards d’euros en 2025, principalement pour les combustibles fossiles. L’électricité exportée ne supprime ni le pétrole des transports ni le gaz de certains procédés industriels.
L’objectif pertinent est d’électrifier les usages fossiles lorsque c’est techniquement possible, tout en réduisant la consommation inutile.
Produire plus exige des réseaux
Construire des réacteurs ou des parcs éoliens ne suffit pas. Il faut raccorder les sites, renforcer les réseaux et synchroniser les calendriers industriels.
La promesse de 14 EPR porte sur un horizon plus long que le prochain mandat. Les petits réacteurs modulaires annoncés pour une production industrielle dès 2030 restent un pari technologique. Ils ne peuvent pas être comptés comme une capacité certaine avant leur démonstration, leur autorisation et leur financement.
Les dix prochaines années reposeront donc largement sur le parc existant, les renouvelables, les réseaux, l’efficacité et les contrats.
Le risque de subventionner sans transformer
Un prix préférentiel peut préserver des emplois. Il peut aussi subventionner des consommations qui auraient existé sans aide.
La condition de décarbonation doit être mesurable : tonnes de CO₂ évitées, combustibles remplacés, investissements réalisés et échéances vérifiables. Sans critères, le dispositif peut devenir un rabais général.
Il faut cibler les bénéficiaires. Une fonderie et un fabricant de meubles n’ont pas la même contrainte énergétique. Réserver l’avantage aux procédés électro-intensifs et aux investissements additionnels limite le coût public.
Les règles européennes sur les aides d’État encadrent aussi ces avantages. Un contrat français doit être compatible avec le marché européen.
Les informations qui manquent
La proposition devrait préciser :
- si les 50 €/MWh couvrent l’énergie ou la facture livrée ;
- le volume garanti ;
- les secteurs éligibles ;
- le mécanisme de compensation ;
- le partage des gains quand le marché baisse ;
- les obligations climatiques et les sanctions ;
- le coût pour l’État, EDF et les autres consommateurs ;
- la compatibilité européenne.
Sans ces paramètres, le chiffre est un signal politique, pas un contrat finançable.
Le jugement
Garantir aux industriels une électricité stable et bas-carbone est une idée sérieuse. La France dispose d’un parc capable de soutenir une réindustrialisation et de réduire la dépendance aux combustibles fossiles. Conditionner l’avantage à l’électrification va dans le bon sens.
Le plafond de 50 €/MWh reste trop imprécis. Il se situe sous le coût complet du nucléaire historique estimé par la CRE et très en dessous d’une facture livrée incluant réseaux et fiscalité. Quelqu’un devra porter le risque et parfois payer l’écart.
Une politique industrielle crédible publie le périmètre, le volume, le contrat, le payeur et les résultats physiques attendus. C’est à cette condition que le chiffre devient une stratégie plutôt qu’une affiche.
Sources
- Renaissance — Nouvelle donne économique et climatique, 21 juillet 2025
- Presse Agence — Déplacement de Gabriel Attal, 25 août 2026
- CRE — Coût complet du nucléaire historique, 30 septembre 2025
- CRE — Accise sur l’électricité en 2026, 20 janvier 2026
- RTE — Bilan électrique 2025 : échanges
- RTE — Bilan électrique 2025 : production
- SDES — Bilan énergétique provisoire 2025, 22 avril 2026
