Dans les débats actuels sur la programmation énergétique, un malentendu persiste : l’idée qu’il faudrait arbitrer entre “tout renouvelable” et “tout nucléaire”. Cette opposition masque l’enjeu réel, qui est celui de la robustesse du système électrique face à l’intermittence, dans un contexte de forte électrification (mobilité, industrie, chaleur) et d’intégration européenne des marchés.
Une trajectoire cohérente consiste à partir d’un principe simple : minimiser durablement l’intermittence structurelle du système électrique français, tout en restant compatible avec les contraintes industrielles et financières réelles. C’est une logique proche de celle défendue par les analyses techniques de l’association Sauvons le Climat : sobriété du raisonnement, priorité au pilotable, et maximisation du levier nucléaire existant et futur.
1. Point de départ : un système déjà largement pilotable… mais sous pression
La France dispose encore d’un avantage structurel majeur : un parc nucléaire existant important, complété par l’hydraulique.
Cependant, deux dynamiques convergent :
- Vieillissement du parc (même prolongé jusqu’à 60–80 ans pour une large part)
- Croissance de l’intermittence européenne (ENR massives + interconnexions)
Dans un marché électrique intégré, cela crée un phénomène économique critique :
la baisse structurelle du prix de marché de gros en période de forte production renouvelable.
Ce phénomène peut conduire à une cannibalisation des revenus des moyens pilotables, y compris du nucléaire neuf, si aucun mécanisme correcteur n’est mis en place.
2. Principe directeur de la PPE3 optimisée
Une stratégie réaliste doit respecter trois contraintes simultanées :
- Sécurité d’approvisionnement
- Maîtrise du coût système global
- Capacité industrielle réellement mobilisable
Le bon objectif n’est donc pas une maximisation théorique du nucléaire, mais une trajectoire permettant :
un système électrique 2050 majoritairement pilotable bas-carbone, limitant fortement le besoin de stockage massif.
3. Hypothèse structurante : prolonger, puis compléter
Le socle du système repose sur une hypothèse clé :
- prolongation d’une large part du parc existant jusqu’à 60–80 ans
- maintien d’environ 50 GW pilotables nucléaires historiques sur la période de transition
Ce choix change complètement la logique économique :
le nucléaire neuf ne remplace pas intégralement l’existant, il complète et sécurise la pointe et la marge système.
4. Dimensionnement optimal : 20 à 25 EPR nouveaux d’ici 2050
Dans une approche prudente et industrialisée, la cible optimale est la suivante :
- 20 à 25 EPR nouveaux construits entre 2030 et 2050
- soit environ 32 à 40 GW additionnels
En ajoutant le parc prolongé :
capacité nucléaire totale en 2050 : 75 à 85 GW
Ce niveau est cohérent avec une réduction très forte de l’intermittence résiduelle, sans surinvestissement massif. Et cet objectif de surcapacité relative offre une marge de sécurité en cas de dérapage des délais de construction.
5. Phasage industriel réaliste
Phase 1 — 2025 à 2035 : relance et verrouillage industriel
Objectifs :
- finalisation et retour d’expérience des premiers EPR de série
- standardisation stricte du design
- montée en compétence de la filière (EDF, Framatome, sous-traitants)
Cadence :
- 1 à 2 EPR en construction simultanée au début
- montée progressive vers 3 à 4 chantiers
👉 point critique : reconstruction de la capacité industrielle nucléaire française
Phase 2 — 2035 à 2045 : industrialisation en série
C’est la phase décisive.
Objectifs :
- effet de série (répétabilité)
- réduction des délais et des coûts unitaires
- montée à pleine capacité de la chaîne de sous-traitance
Cadence cible :
- 2 EPR livrés par an en moyenne
- 6 à 8 chantiers simultanés possibles
👉 cette phase permet de transformer le nucléaire en industrie de série lourde, et non plus en projet unique.
Phase 3 — 2045 à 2050 : régime de croisière optimisé
Objectifs :
- stabilisation du parc
- remplacement des dernières unités vieillissantes
- sécurisation de la pointe électrique européenne
Cadence :
- 3 EPR/an soutenus si nécessaire, sinon ajustement à la demande réelle
👉 le système atteint un état de maturité industrielle.
6. Ordre de grandeur économique : CAPEX maîtrisé et optimisé
Avec un coût unitaire prudent de 10 à 12 Md€ par EPR :
- 20 EPR ≈ 200 à 240 Md€ sur 25 ans
Ce montant doit être analysé non comme une dépense isolée, mais comme :
- une substitution au gaz pilotable
- une réduction massive des besoins de stockage
- une stabilisation des prix de long terme
7. Condition essentielle : sortir du risque de cannibalisation de marché
Le principal risque identifié n’est pas technique mais économique :
un marché spot européen dominé par l’intermittence peut détruire la rentabilité du nucléaire.
Sans correction, le système conduit à un paradoxe :
- besoin structurel de pilotable
- mais absence de signal de prix suffisant pour l’investir
Trois instruments indispensables
1. Contrats long terme (CFD généralisés pour le nucléaire neuf)
- visibilité de revenu sur 20–40 ans
- stabilisation du financement
2. Paiement de capacité robuste
- rémunération de la disponibilité pilotable
- reconnaissance de la valeur système
3. Régulation des échanges européens
- prise en compte du coût système complet de l’intermittence importée
- éviter dumping implicite des kWh non pilotables
8. Résultat système en 2050
Dans ce scénario optimisé :
- 75 à 85 GW nucléaires
- hydraulique stabilisé
- ENR en complément, mais non structurantes du système
- besoin de stockage limité
👉 conséquence directe :
l’intermittence cesse d’être un facteur structurant du système électrique français.
9. Conclusion
La trajectoire proposée repose sur une idée simple mais structurante :
la transition électrique ne peut pas être pilotée uniquement par le prix de marché de court terme sans détruire les investissements lourds nécessaires à la stabilité du système.
Une PPE3 cohérente doit donc :
- prolonger intelligemment l’existant
- reconstruire une industrie nucléaire de série
- protéger économiquement les investissements pilotables
- limiter structurellement la dépendance à l’intermittence
C’est à cette condition que la France peut maintenir un système électrique :
- bas carbone
- compétitif
- et surtout physiquement robuste face aux aléas européens de production électrique.
