5. Le choix entre le nucléaire et les renouvelables, à l'échelle mondiale

1. Correction dans la présentation de la question

Le nucléaire, qui est un système de production presque complet, ne peut pas être remplacé seulement par les énergies variables éoliennes et photovoltaïques. Prétendre le contraire relève de la démagogie.

Le coût des énergies variables, pour pouvoir être comparé à celui du nucléaire doit donc intégrer l'ensemble du système présenté ci-dessus. Comparer le coût du kWh éolien ou photovoltaïque "à la sortie du parc", avec celui du nucléaire "à la sortie de la centrale" n'a pas de sens.

Le nucléaire peut l'être par le système complet suivant:
- éolien + photovoltaïque + extensions de réseau afférentes
- interconnexions pour utiliser le "foisonnement" des énergies variables.
- stockage journalier par STEP et batteries
- effacements lors des périodes de surproduction (arrêt d'une partie des éoliennes, débranchement d'une partie des parcs photovoltaïques)
- back-up par (un peu) d'hydraulique de barrage à accumulation annuelle, (un peu) de centrales thermiques à biomasse (avec impact carbone et sur la biodiversité conséquent), beaucoup de centrales thermiques à gaz fossile (avec impact carbone fort) ou/et au charbon (avec impact carbone très fort).

Les limites du gaz durable:
Un développement massif du biogaz (fabriqué par méthanisation) supposerait de réduire de manière importante les surfaces cultivées à des fins alimentaires, ce qui n'est pas concevable.
Le potentiel du gaz de synthèse à base d'hydrogène issu de l'électrolyse de l'eau, comme solution de stockage à long terme est élevé en théorie. Cependant, son coût est actuellement très élevé.
De plus, ces centrales de back-up possèdent un taux d'utilisation faible, mais doivent être disponibles en permanence. Cela, associé au coût élevé du combustible, génère un coût au kWh produit très élevé.

2. Les coûts estimés en 2026

Pour remplacer le nucléaire (qui produit en permanence), au prix de 60 € le MWh pour les centrales anciennes et au prix estimé d'environ 100 € le MWh pour les centrales nouvelles EPR2. Le coût des EPR (1) en France et au Royaume-Uni est de l'ordre de 150 € le MWh.
Le coût estimé d'un Réacteur à Neutrons Rapides est celui d'un Réacteur à Eau Pressurisé + 30%.
Fabriqué en série, son coût serait donc d'environ 130 € le MWh.
Cela est à comparer au prix de marché de gros moyen de l'électricité à 80 € le MWh en France en 2026.

Le système à base de photovoltaïque et d'éolien comprend donc une sorte de triple parc:
- celui du photovoltaïque et de l'éolien, au coût assez faible (50 à 80 € le MWh) + raccordements et extensions de réseaux à 20 € le MWh. L'éolien maritime est légèrement plus cher que l'éolien terrestre (en moyenne 80 € le MWh contre 60), mais sa production est plus régulière. Il nécessite moins de moyens de compensation de sa variabilité.
- celui des moyens de stockage journalier (qui sera essentiellement composé de batteries), au coût assez faible environ 60 € le kWh, coût idem pour une STEP.
- celui de centrales à gaz en back-up, au coût très élevé s'il s'agit de gaz durable
(110 € le MWh pour du gaz fossile, 180 € pour du biogaz et 320 € pour du gaz de synthèse)
A cela s'ajoutent les interconnexions.
Ces chiffres sont des estimations d'ordres de grandeur en 2026. Elles sont amenées à évoluer.

3. Les voies d'évolution possibles

Le nucléaire actuel, à uranium enrichi (en U235) n'est qu'une énergie de transition car les ressources en U235 sont très limitées (10% de la production actuelle mondiale d'électricité durant un siècle).

Le système actuel à base d'énergies variables n'est pas viable non plus sur le long terme.
Le back-up de ces énergies variables est principalement constitué de centrales à combustible fossile gaz et charbon. Ces derniers sont également en quantité limitée: une cinquantaine d'années pour le gaz conventionnel, une centaine d'années en incluant le gaz de schiste à un coût industriel et environnemental largement supérieur.
Ils génèrent d'importantes émissions de gaz à effet de serre. De plus, les éoliennes génèrent une pollution visuelle, sonore et électromagnétique importante. Les possibilités d'utiliser la biomasse en back-up sont limitées.

Voies d'évolution possibles:

- au niveau du nucléaire: la surgénération.
On peut raisonnablement espérer qu'à partir de l'expérience des prototypes déjà réalisés, et avec les nouveaux outils informatiques, une solution industrielle puisse être trouvée.
L'EPR, qui fonctionne à l'uranium 235 ne doit être qu'une technologie de transition.

- au niveau des systèmes à base d'énergies variables:
- augmenter la capacité de stockage des batteries, les recycler
- adapter davantage la demande à la production des énergies variables par des tarifs liés à la production des énergies variables
- dans un second temps, développer progressivement le gaz de synthèse
Cela doit permettre de réduire la dépendance aux énergies fossiles en back-up.

4. Evolution de l'opinion

L'opinion française (et mondiale) était défavorable au nucléaire suite à l'accident de Fukushima en 2011.
Cela avait conduit les politiques de gauche au pouvoir à envisager une réduction du nucléaire à 50% de la capacité de production, à moyenne échéance.

Par la suite, l'opinion est redevenue largement favorable à cette énergie.
Cela provient du fait que
- le souvenir de cet accident s'estompe.
- la population est exposée à un parc éolien important, dont elle subit les nuisances visuelles et sonores. En comparaison de cela, le nucléaire lui semble une source d'énergie aux nuisances faibles à modérées.
- la crise du gaz en 2022-2023, conséquence de la guerre en Ukraine, puis celle du pétrole en 2026, conséquence de la guerre en Iran. En comparaison de ces énergies fossiles, le nucléaire apparait comme une source d'énergie plus fiable.

L'objectif de réduction importante de la part du nucléaire a alors été abandonné.
L'opinion guide ainsi la plupart des décisions politiques.
Cependant, l'opinion sait très peu de choses sur le secteur de l'énergie.
En 2026, 51% de français pensent encore que le nucléaire est générateur de gaz à effet de serre, alors que ce n'est évidemment pas le cas. L'opinion n'a donc pas d'avis éclairé sur le secteur de l'énergie.
Une certaine partie de la population est positionnée face au nucléaire (pour ou contre), mais ne sachant que très peu de chose sur les enjeux du secteur énergétique français. Elle ne fait que répéter le positionnement du parti politique auquel elle adhère.

5. Le rôle du politique

L'opinion devrait donc avoir peu d'impact dans les décisions politiques dans le secteur de l'énergie.
Les politiques doivent se renseigner sur problématiques énergétiques auprès des différents experts du secteur, afin d'avoir un esprit critique face à la communication des lobbies.

Le politique se doit néanmoins de tenir compte de l'acceptation des moyens de production d'électricité par la population, en particulier des éoliennes et du nucléaire.
Il doit également expliquer ses choix, et ne pas dire simplement "après consultation de... j'ai décidé..."

Malheureusement, le niveau affligeant de certains arguments utilisé par les politiques durant des décennies a contribué à rabaisser le niveau de connaissances sur l'énergie au sein de la population. En particulier, les arguments mensongers:
- "le nucléaire permet à la France d'être indépendant": pas du tout dans sa forme actuelle car l'intégralité de l'uranium est importée.
- "le solaire et l'éolien remplacent le nucléaire": pas du tout cf ci-dessus.

Le politique devrait construire une véritable stratégie énergétique, à partir de laquelle il établit une "feuille de route" (ou planification). Au lieu de cela, ce sont des accords politiciens au cours de différentes situations électorales qui ont défini le fil conducteur de la politique énergétique.

6. Les choix dans les autres pays que la France

Aujourd’hui dans le monde, l'éolien, le solaire et désormais les batteries de grande puissance sont fortement développés. A contrario, les nouveaux réacteurs nucléaires sont très peu nombreux.

Historiquement, cela provient du choix politique de certains pays européens de développer fortement les énergies renouvelables variables: d'abord le Danemark au niveau de l'éolien, puis l'Allemagne au niveau de l'éolien et du photovoltaïque.
Ce choix a été ensuite étendu à l'ensemble de l'Union Européenne et au monde. Un immense marché mondial s'est alors développé. Cela a permis de faire baisser fortement les coûts. Les très puissantes entreprises multinationales pétrogazières y ont pris des intérêts importants.

L'immense majorité des pays du monde possède une base de production d'électricité constituée par des centrales thermiques à combustible fossiles, alors que la France possède une base de production nucléaire.
Dans quasiment tous les autres pays que la France, les installations solaires et éoliennes complétées par des batteries sont un moyen plus rapide et moins coûteux que le nouveau nucléaire, afin de réduire rapidement la dépendance aux énergies fossiles.
De plus, le nucléaire nécessite une main d'oeuvre qualifiée que peu de pays possèdent.

On peut raisonnablement espérer que le déploiement massif des batteries permette un stockage journalier à hauteur des besoins.
Dans ce modèle, les énergies fossiles restent indispensables en back-up pour 10 à 30% de la production d'électricité, lorsque la production des variables est faible.
Plus un pays possède une latitude basse, et donc un apport solaire régulier, plus les batteries sont à même de couvrir une part importante de la demande. A l'inverse, les pays d'Europe du Nord bénéficient d'un faible ensoleillement en automne / hiver. La production éolienne y est importante mais beaucoup moins régulière que la production photovoltaïque. Dans ces pays, tels que l'Allemagne, le back-up au gaz est donc plus important.

6. Politique énergétique française

1. La complexité particulière des choix français

En France, l'enjeu est différent car la grande majorité de l'électricité est d'origine nucléaire.
Or les réacteurs nucléaires n'ont pas du tout la même structure de coûts et les mêmes modalités de fonctionnement qu'une centrales à gaz ou à charbon.

La question énergétique française est beaucoup plus complexe que celle des autres pays.
En effet, investir dans un réacteur nucléaire aujourd'hui engage au minimum sur 70 ans (10 ans de construction minimum + 60 ans d'exploitation minimum), auquel s'ajoute le temps de démantèlement.
A côté de cela, le prix du photovoltaïque et de l'éolien a fortement diminué, de même que celui des batteries.
Il ne reste que le gaz de synthèse qui reste très cher.
Il est donc difficile de savoir quel système sera le moins coûteux au cours des 70 ans à venir.

Entre de nouveaux réacteurs et des systèmes à base d'énergies variables complétés par des centrales thermiques à combustible fossiles, aucune solution ne semble largement supérieure à l'autre.
Une certaine diversification énergétique semble donc pertinente.

Cependant, concernant les 20 années à venir, la prolongation du parc nucléaire actuel de 40 à 60 ans (voire davantage), ce qui est l'option la moins coûteuse.
A côté de cela, le choix entre un système à base d'énergies variables et de nouveaux réacteurs nucléaires (EPR ou RNR) n'est pas évident. Il devra être régulièrement réévalué en fonction de l'évolution du coût complet de ces énergies.

Enfin, une autre difficulté stratégique apparaît: l'arrivée en fin de durée d'exploitation d'un grand nombre de réacteurs dans les 20 ans (ou un peu plus) à venir. Pour éviter cet "effet falaise", il sera nécessaire d'étaler dans le temps la fermeture du parc de première génération.

2. La (très dommageable) soumission de la France aux exigences européennes

à l'encontre des intérêts français

● Objectifs de taux d'énergies renouvelables dans le mix électrique

Si cela est assez pertinent à l'échelle de l'Europe, appliquer cela dans le cas particulier de la France, dont l'électricité était déjà décarbonée n'avait pas de sens. De plus, les contraintes de flexibilité du parc nucléaire français ne sont pas les mêmes que celles des parcs de centrales à gaz et à charbon.
La France aurait dû ainsi refuser cette politique.

De plus, tant que le solaire et l'éolien étaient faiblement développés au niveau européen, la France pouvait exporter sa production vers les pays voisins. Cependant, le niveau de développement de ces énergies est aujourd'hui tel que la France ne peut désormais plus exporter une grande partie de ces excès.
Ces excès se produire en même temps que ceux dans les pays voisins: durant l'après-midi du fait de la forte production photovoltaïque, durant les épisodes dépressionnaires du fait de la forte production éolienne.
Cela était évidemment prévisible de longue date.

● Un marché européen de l'électricité comportant de plus en plus de prix négatifs

Un prix négatif de l'électricité signifie qu'un consommateur est payé pour consommer de l'électricité.
Les prix négatifs de l'électricité sont de plus en plus nombreux. En France et en Europe, leur occurrence est passée de 1% du temps jusqu'en 2020 à 5% du temps en 2024. cf graphique
En 2026, les prix ont atteint -500 € / MWh à certains moments.
Cela provient des contrats d'achat octroyés aux producteurs d'électricité variable (éolienne ou photovoltaïque). Ces contrats stipulent que le producteur d'énergie variable est rémunéré quelle que soit la demande en électricité. et qu'elle est garantie par l'Etat. De plus, cette électricité est prioritaire sur le réseau.
C'est donc l'Etat qui paie, in fine, pour ces prix négatifs absurdes.

Il semble toutefois que RTE coupe certains accès au réseau à ces producteurs d'énergies variables afin d'éviter une panne généralisée, comme cela est arrivé en avril 2025 en Espagne.

● L'ARENH

Par ailleurs, l'Union Européenne a imposé une ouverture à la concurrence du marché de l'électricité en France alors que le système français fonctionnait bien.
L'ARENH (Accès Régulé à l'Electricité Nucléaire Historique) a été mise en place de 2011 à fin 2025 sous pression de l'Europe, dans le cadre de la loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l’Energie).
Cela oblige EDF à vendre à bas prix (42 € / MWh) le quart de sa production (100 TWh) à des concurrents.
Ce montant est inférieur au coût de revient d'EDF et très inférieur au prix du marché.
Cela a conduit, en particulier lors de l'année 2022 (année de la crise du gaz, et des corrosions des réacteurs français) à ce que EDF doivent acheter de l'électricité à des prix très élevés pour le revendre à ses concurrents à prix faible, et qui ont réalisé eux-mêmes des profits très élevés.

En 2026, l'ARENH a été remplacé par le VNU (Versement Nucléaire Universel), un système de reversement des bénéfices d'EDF à l'Etat, qui a nationalisé EDF en 2023, après son ouverture du capital en 2004 et 2023.
Ce système a pour but de protéger les consommateurs contre les variations brutales du marché de l'électricité.
Les concurrents d'EDF pourront acheter de l'électricité à EDF au prix du marché sans pouvoir faire de bénéfices sur cela comme cela était le cas avec l'ARENH cf communiqué d'EDF.

3. La mauvaise complémentarité actuelle entre nucléaire et renouvelables variables

La possibilité de modulation de la production nucléaire a été mise en place avant le fort développement des énergies variables. Cela permettait d'ajuster la production nucléaire à la baisse de la demande lors des périodes nocturnes, de week-end, et de vacances. Ces modulations restaient alors limitées.

Elles sont désormais beaucoup plus importantes suite à l'injection massive et variable d'électricité d'origine photovoltaïque et éolienne, qui disposent d'une priorité d'accès au réseau et de tarifs garantis.
Cette hausse de la modulation a été particulièrement forte lors de ces dernières années. En effet, tant que les énergies variables n'étaient que modérément développées à l'échelle européenne, la quasi totalité de la production française éolienne et photovoltaïque pouvait être exportée. Or cela n'est plus du tout le cas aujourd'hui car l'Europe en est en situation de surproduction en milieu de journée par le photovoltaïque, et lors d'épisodes dépressionnaires par l'éolien.
La production électrique photovoltaïque et éolienne française a donc principalement permis de diminuer le facteur de charge des centrales à combustibles fossiles de nos voisins pendant un certain temps. Elle a donc principalement servi les intérêts de nos voisins.

Le fonctionnement des réacteurs nucléaires en suivi de charge partiel par rapport à la production des énergies variables présente l’avantage d’économiser de l’uranium.
Cependant, cela présente de nombreux inconvénients:
- fatigue thermique générant des fissures dans certains éléments
- fatigue mécanique générant une érosion de certains éléments
Cela nécessite donc davantage de travaux de maintenance.
- coût majorés au niveau des effluents (notamment le bore intervenant dans la limitation de la réaction en chaîne, permettant la modulation du réacteur)
Un rapport d'EDF de février 2026 détaille ces enjeux techniques mais ne mentionne pas d'estimation de surcoût au kWh électronucléaire moyen.

La modulation nucléaire est également limitée pour des raisons techniques relatives au combustible. Un réacteur ne peut réduire et augmenter sa puissance qu'un nombre limité de fois, lors de chaque cycle de combustible.

Les fortes injections d'énergies variables génèrent également un fonctionnement plus irrégulier des centrales à gaz, qui majore également leurs coûts de maintenance.

Les énergies renouvelables variables génèrent donc un important coût caché au niveau de la modulation des centrales nucléaires et à gaz en plus des extensions de réseau nécessaires, des interconnexions et des moyens de stockage journalier et à long terme.

En France, le système à base d'énergies variables a permis de mettre à l'arrêt de nombreux réacteurs en 2022-2023, tout en limitant le recours au back-up au gaz. Cela a permis de traiter rapidement les problèmes de corrosion sous contrainte. Il s'agit d'un de ses rares avantages.

Toutefois, si le prix de l'uranium venait à augmenter fortement, ce qui finira par arriver étant donné la finitude de la ressource, il est possible que le fonctionnement des réacteurs (à l'uranium 235) en suivi de charge devienne économiquement pertinent.

4. Ce que la France aurait dû faire

Au lieu de subventionner les énergies éoliennes et photovoltaïques,
la France aurait mieux fait de subventionner davantage la rénovation thermique de l'habitat, la géothermie, et d'augmenter la puissance des STEP.

Cela aurait permis de concilier économie et écologie. Le citoyen aurait ainsi vu sa facture énergétique diminuer: le prix de l'électricité serait resté modéré, et le coût du chauffage aurait baissé.
Au lieu de cela, le prix de l'électricité a fortement augmenté du fait du soutien au photovoltaïque et à l'éolien, et la France est encore fortement dépendant des énergies fossiles pour le chauffage.

Etant donné son expertise technique dans le domaine nucléaire,
la France aurait dû également construire le prototype de réacteur à neutrons rapides Astrid, en partenariat avec le Japon.
En faisant avancer ainsi la voie nucléaire, elle aurait été plus utile à la transition énergétique mondiale, qu'en installant des énergies variables comme tous les autres pays.

5. Les scénarios (douteux) de neutralité carbone en 2050

Ceux-ci ont été formulés par RTE en 2021. Cf synthèse et rapport détaillé téléchargeable.
Ils seront actualisés fin 2026.
L'objectif de neutralité carbone en 2050 est inscrit dans la loi énergie-climat de novembre 2019.

Sur la forme, on remarque d'abord que le texte en 2 colonnes est pénible à lire car il faut à chaque page descendre et remonter le curseur. De plus, certains graphiques sont difficilement lisibles du fait du manque de contraste dans les couleurs utilisées.

Sur le fond, certains chiffres semblent particulièrement douteux.
Les scénarios de mix électriques sont mentionnés dans le document de synthèse p17 et le rapport détaillé p162.
Dans les scénario 100% énergies renouvelables,
208 GW de photovoltaïque et 136 GW d'éolien donneraient lieu des compensations de seulement:
8 GW de STEP (capacité non mentionnée) 26 GW de batteries (capacité non mentionnée, a priori 4h comme il est indiqué p 267) 29 GW de centrales thermiques décarbonées au facteur de charge de 10% (p274) utilisant l'hydrogène à 95% et le biométhane à 5% (p279).
Les écrêtements des énergies variables seraient de seulement 3%.
Les moyens de compensation semblent largement sous-dimentionnés pour pallier la variabilité du photovoltaïque et de l'éolien. Les scénarios sur l'Allemagne indiquaient de moyens de compensation beaucoup plus importants, et étaient beaucoup plus crédibles.

Les scénarios comprenant une part de nucléaire comptent sur une modulation de la production nucléaire en fonction de la production des énergies variables, ce qui n'est pas économiquement rentable à ce jour.

6. Ce que la France peut désormais faire

- ce qui est indiqué précédemment

- obliger les propriétaires loueurs de logements mal isolés à mieux isoler leur logement, surtout si celui-ci est mis en location.

- adapter plus finement les tarifs électriques pour les particuliers à la production des énergies variables.
Les évolutions de tarifs en 2025 avec notamment des heures creuses entre 11h et 16h vont dans le bon sens mais ne sont pas suffisantes.

- décréter un moratoire sur l'éolien terrestre et les centrales photovoltaïques au sol car les limites de bonne intégration dans le système électrique français sont désormais dépassées.

Cela met en évidence une mauvaise planification.
La croissance de l'électrification des usages n'a pas suivi celle des énergies renouvelables variables, qui se retrouvent désormais en excès. De plus, les objectifs européens ne sont pas en correspondance avec les besoins français d'installation de nouveaux moyens de production d'électricité. En effet, le parc historique n'a pas encore atteint sa durée d'exploitation potentielle après "grand carénage". Il n'a donc pas à être remplacé à court terme.
De plus, ces installations ont un impact sur la qualité de vie, notamment au niveau des paysages.

Permettre toutefois le développement des ombrières photovoltaïques sur les parkings de supermarchés et autres (équipements sportifs, aéroports, gares etc). Le développement du parc de voitures électriques doit permettre d'utiliser ce surplus d'offre d'électricité.

Les projets de parcs éoliens offshore peuvent être réalisés, en particulier s'ils contribuent à un meilleur foisonnement national, c'est-à-dire à une production nationale plus régulière.

- supprimer la priorité d'accès au réseau des énergies éoliennes et photovoltaïques
L'appel des énergies variables par le réseau doit être effectué en fonction de la demande, et sans que cela nuise à la filière nucléaire.
- sortir du marché européen de l'électricité ou en modifier les modalités de manière à ne pas importer d'électricité en surplus. Supprimer notamment l'absurdité des prix négatifs.
Cela doit permettre de retrouver un parc nucléaire qui fonctionne en mode base au lieu de s'abîmer à baisser de puissance en fonction de la production des énergies variables.
Le système à base d'énergies variables doit fonctionner avec un back-up au gaz et non pas au nucléaire.

- se concentrer sur les travaux permettant un prolongement du parc nucléaire actuel à 60 ans.
La prolongation du parc nucléaire actuel est le moyen le moins coûteux de produire une électricité entièrement décarbonée dans les 20 ans à venir.

- entreprendre la construction d'un nombre limité d'EPR étant donné la finitude de l'uranium 235 utilisé, l'absence de réserves conséquentes sur le sol français, et le coût élevé par rapport à des systèmes à base d'énergies variables de plus en plus compétitifs.
Cela doit permettre notamment de redévelopper et de maintenir une industrie de la construction nucléaire.
Un prototype de RNR devra permettre de pouvoir ensuite construire un parc de ce type.