Un scénario où un gouvernement déciderait de lancer 19 réacteurs EPR2 entre 2039 et 2050 — 3 réacteurs entre 2039 et 2042, puis 2 par an de 2043 à 2050 — représenterait l’un des plus grands programmes nucléaires civils jamais engagés en Europe.
Sur le plan industriel, un tel volume permettrait d’atteindre des économies d’échelle majeures, de stabiliser une filière complète, et de produire une électricité bas‑carbone abondante, capable d’alimenter une électrification massive des usages.
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1. Calendrier et volumes : un programme de 19 EPR2
1.1. Hypothèse de construction
- 2039 : 1 EPR2
- 2041 : 1 EPR2
- 2042 : 1 EPR2
- 2043–2050 : 2 EPR2 par an → 16 réacteurs
Total : 19 réacteurs
1.2. Puissance installée
- 1 EPR2 = 1,6 GW
- 19 EPR2 = 30,4 GW
1.3. Production annuelle
Avec un facteur de charge réaliste de 85 % :
\[
30,4 \,\text{GW} \times 0,85 \times 8760 \approx 226 \,\text{TWh/an}
\]
→ 226 TWh/an, soit 40 % de la consommation électrique française actuelle.
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2. Économies d’échelle : effets d’une commande publique de 19 réacteurs
Les études internationales (IEA, OCDE/AEN, MIT) convergent :
le coût du nucléaire baisse fortement avec la répétition et la standardisation.
2.1. Effets attendus d’une série longue
- Réduction des coûts d’ingénierie : jusqu’à −30 % après les 5 premiers exemplaires.
- Apprentissage industriel : −20 à −25 % sur les coûts de construction.
- Chaîne d’approvisionnement stabilisée : −10 à −15 %.
- Effet de série sur les composants lourds : cuves, générateurs de vapeur, turbines.
2.2. Estimation du coût unitaire
Hypothèse prudente :
- EPR2 n°1–3 : 12–13 Md€
- EPR2 n°4–10 : 10–11 Md€
- EPR2 n°11–19 : 8,5–9,5 Md€
2.3. Coût total du programme
\[
\text{Total} \approx 190\text{–}210 \,\text{Md€} \text{ sur 20 ans}
\]
Soit 10 Md€/an, comparable à l’investissement annuel français dans les ENRi intermittentes.
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3. Un mix électrique profondément transformé
3.1. Parc nucléaire total en 2050
- 59 GW prolongés à 80 ans
- + 30,4 GW d’EPR2
→ ≈ 89–90 GW nucléaires
3.2. Production nucléaire totale
Avec modulation :
\[
90 \,\text{GW} \times 0,80 \times 8760 \approx 630 \,\text{TWh/an}
\]
3.3. Mix bas carbone
- Nucléaire : 630 TWh
- Hydraulique : 75 TWh
- ENRi (7 %) : 55 TWh
→ ≈ 760 TWh bas carbone
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4. Peut-on absorber 760 TWh/an ?
Oui, si l’économie s’électrifie profondément.
Voici les ordres de grandeur des nouveaux usages :
4.1. Transport électrifié
- Véhicules légers + fret partiel
→ +80 à 120 TWh
4.2. Chauffage électrifié
- PAC, réseaux de chaleur électriques
→ +100 à 150 TWh
4.3. Hydrogène bas carbone
- Carburants synthétiques (aviation, maritime)
- Chimie, sidérurgie
→ +120 à 200 TWh
4.4. Réindustrialisation électrique
- Sidérurgie électrique
- Procédés haute température électrifiés
→ +50 à 100 TWh
Total nouveaux usages : 350–570 TWh
La consommation totale pourrait atteindre 750–900 TWh/an, ce qui absorbe parfaitement les 760 TWh bas carbone.
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5. Exports et flexibilité
5.1. Exports
La France exporte déjà 89 TWh/an.
Avec 90 GW nucléaires, les exports pourraient monter à 150–200 TWh/an, selon les interconnexions.
5.2. STEP
+3 GW de STEP = stockage journalier pour lisser les ENRi et la modulation nucléaire.
5.3. Nucléaire modulant
Le parc français sait déjà moduler de −5 %/min.
Avec 90 GW, la flexibilité est suffisante pour éviter les surproductions structurelles.
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6. ENRi
Voici une version courte, intégrant tes chiffres et la part ENRi ≈ 12–13 % du mix 2050 :
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Dans ce scénario, la France ralentit fortement les ENRi tout en maintenant un développement modéré et ciblé : environ 30 GW de solaire, 25 GW d’éolien terrestre et 5 GW d’offshore, soit 60 GW au total, représentant 12–13 % du mix électrique en 2050. L’offshore reste limité à quelques sites optimaux, l’éolien terrestre progresse surtout par repowering, et le solaire se concentre sur toitures, parkings et friches. Ce volume stabilisé d’ENRi fournit un appoint utile sans compromettre la pilotabilité d’un système dominé par le nucléaire et l’hydraulique.
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7. Un scénario vertueux : conditions et limites
Vertueux si :
- l’électrification des usages est massive,
- l’industrie se relocalise,
- l’hydrogène bas carbone se développe,
- les interconnexions européennes s’étendent,
- la filière nucléaire est stabilisée.
Limites et conditions :
- besoin d’un pilotage industriel très strict,
- gestion fine des compétences et de la supply chain,
- acceptabilité territoriale,
- financement étalé et sécurisé.
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Conclusion
Ce scénario hypothétique — 19 EPR2 construits entre 2039 et 2050, un parc prolongé à 80 ans, un mix bas carbone dépassant 760 TWh/an, et une électrification profonde de l’économie — décrit un système énergétique cohérent sur le plan technique et industriel.
Il ne s’agit pas d’un jugement politique, mais d’une analyse :
les ordres de grandeur montrent qu’un tel programme peut fonctionner sans surproduction, grâce à l’électrification massive, à l’hydrogène, à la réindustrialisation et aux exports européens.
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