Comprendre · Énergie
Le mix énergétique français
Comprendre pourquoi la France a l'électricité la plus décarbonée d'Europe
Mis à jour le 10 septembre 2026 · 18 min · Intermédiaire
Vue d'ensemble
La France, championne européenne
Grâce au nucléaire (~75% du mix), la France émet seulement ~30g CO₂/kWh contre 350g pour l'Allemagne — soit 12 fois moins.
Le système électrique en direct
Répartition actuelle
Production
Production par source
Facteur de charge
Le facteur de charge mesure la production réelle par rapport à la capacité installée. Le nucléaire atteint ~75%, l'éolien ~25%, le solaire ~14%.
Le système électrique en direct
Historique
60 ans de politique énergétique
De 1960 à aujourd'hui, la France est passée d'un mix dominé par le charbon et le fioul à un mix nucléaire suite aux chocs pétroliers de 1973 et 1979.
Dates clés
- 1963Première centrale nucléaire française (Chinon)
- 1973Premier choc pétrolier - Plan Messmer
- 1979Deuxième choc pétrolier - Accélération du nucléaire
- 1990Le nucléaire atteint 75% du mix
- 2000Début des subventions aux ENR
- 2015COP21 - Accord de Paris
- 2022Relance du nucléaire annoncée
Évolution du mix électrique (TWh)
Graphique interactif. Les données sont détaillées dans le tableau ci-dessous.
Données
| Nucléaire | Hydraulique | Thermique fossile | Éolien + Solaire | |
|---|---|---|---|---|
| 1970 | 6 | 57 | 68 | 0 |
| 1980 | 58 | 68 | 112 | 0 |
| 1990 | 314 | 58 | 42 | 0 |
| 2000 | 415 | 72 | 52 | 0 |
| 2010 | 410 | 68 | 59 | 10 |
| 2020 | 335 | 65 | 37 | 50 |
| 2023 | 320 | 58 | 44 | 75 |
Carte Europe
Comparaison européenne
L'intensité carbone de l'électricité varie énormément selon les pays. La France est parmi les plus propres grâce au nucléaire, tandis que l'Allemagne et la Pologne restent très carbonées.
Intensité carbone en Europe (g CO₂/kWh)
Intensité carbone de l'électricité (g CO2/kWh). Cliquez sur un pays.
France67 M30 g/kWh
Nucléaire 70 %Hydraulique 10 %Éolien 8 %Solaire 5 %Gaz 5 %Autres 2 %
ReliefVarié
HydrauliqueModéré
AtoutFleuves
Le choix du nucléaire
Après le choc pétrolier de 1973, la France mise sur le nucléaire et atteint l'une des électricités les moins carbonées au monde.
56 réacteurs~65 % nucléaire
| Pays | CO₂/kWh | Mix principal | Tendance |
|---|---|---|---|
| France | 30g | Nucléaire 70% | Stable |
| Suède | 25g | Hydraulique + Nucléaire | Stable |
| Norvège | 18g | Hydraulique 95% | Stable |
| Allemagne | 350g | Charbon 26% + Gaz | Lente |
| Pologne | 650g | Charbon 70% | Très lente |
| Royaume-Uni | 200g | Gaz + Éolien offshore | Rapide |
Import/Export
La France, exportatrice nette
La France exporte en moyenne 50-70 TWh/an d'électricité vers ses voisins, générant plusieurs milliards d'euros de recettes. C'est le premier exportateur européen.
Échanges avec les pays voisins
Émissions CO₂
Le nucléaire : champion du climat
Avec seulement 6g CO₂/kWh en cycle de vie complet (construction, combustible, démantèlement), le nucléaire est aussi propre que l'éolien et plus propre que le solaire.
Émissions CO₂ par source (g/kWh, cycle de vie)
Graphique interactif. Les données sont détaillées dans le tableau ci-dessous.
Données
| g CO₂/kWh | |
|---|---|
| Charbon | 820 |
| Gaz | 490 |
| Biomasse | 230 |
| Solaire PV | 45 |
| Hydraulique | 24 |
| Éolien | 11 |
| Nucléaire | 6 |
| Indicateur | France | Allemagne | Écart |
|---|---|---|---|
| Production (TWh) | 445 | 485 | -8% |
| CO₂/kWh | 30g | 350g | -91% |
| Émissions totales | 13 Mt | 170 Mt | -92% |
| Part nucléaire | 70% | 0% | +70pts |
| Part charbon | 0% | 26% | -26pts |
Le paradoxe allemand
L'Allemagne a investi 500 milliards € dans les ENR depuis 2000, mais émet toujours 12 fois plus de CO₂ par kWh que la France. La sortie du nucléaire a été compensée par le charbon et le gaz.
Prix spot
Prix spot européen
Le prix de l'électricité sur le marché de gros varie selon l'offre et la demande. Il est fixé chaque heure sur la base de la source la plus chère nécessaire pour couvrir la demande (merit order).
Prix spot actuels (€/MWh)
Prix négatifs : le symptôme ENR
Quand il y a trop de vent ou de soleil, les prix deviennent négatifs : les producteurs paient pour écouler leur électricité ! Cela déstabilise le marché et coûte cher aux consommateurs.
~80€Prix moyen France 2024
~95€Prix moyen Allemagne
-15%Écart France/DE
3000€Pic août 2022
Évolution du prix spot France (€/MWh)
Graphique interactif. Les données sont détaillées dans le tableau ci-dessous.
Données
| Prix moyen annuel | |
|---|---|
| 2019 | 38 |
| 2020 | 32 |
| 2021 | 109 |
| 2022 | 276 |
| 2023 | 97 |
| 2024 | 58 |
Coûts cachés
Les coûts système
Le coût affiché des ENR (LCOE) ne reflète pas le coût réel pour le système. Il faut ajouter : stockage, backup gaz, renforcement réseau, subventions.
150 Md€Subventions ENR cumulées
9 Md€/anCSPE (taxe consommateurs)
+40%Hausse facture 2010-2023
33 Md€RTE - Réseau à renforcer
Coût complet par technologie (€/MWh)
Graphique interactif. Les données sont détaillées dans le tableau ci-dessous.
Données
| LCOE | Coûts système | |
|---|---|---|
| Nucléaire existant | 42 | 5 |
| Nucléaire neuf (EPR) | 110 | 5 |
| Éolien terrestre | 55 | 30 |
| Éolien offshore | 85 | 35 |
| Solaire PV | 45 | 25 |
| Gaz CCGT | 70 | 10 |
Stabilité réseau
L'inertie du réseau
Les alternateurs des centrales nucléaires et hydrauliques tournent à 50 Hz et fournissent une inertie mécanique qui stabilise le réseau. Les ENR (éolien, solaire) n'en fournissent pas.
50 HzFréquence nominale
±0.05 HzTolérance normale
47.5 HzSeuil de délestage
3 GWRéserves primaires
Risque de blackout
Plus la part d'ENR augmente, plus le risque de blackout augmente. RTE prévoit des tensions sur le réseau dès 2025-2030 si le rythme actuel se poursuit sans nouveau nucléaire.
Indépendance
Souveraineté énergétique
La France importe 99% de son pétrole et gaz, mais produit 90% de son électricité. Le nucléaire garantit une indépendance électrique unique en Europe.
| Source | Origine | Dépendance |
|---|---|---|
| Uranium (nucléaire) | Niger, Kazakhstan, Australie | Stock 2-3 ans, faible volume |
| Gaz naturel | Norvège, Russie, Algérie | Flux continu, crise 2022 |
| Pétrole | Moyen-Orient, Afrique | Flux continu, très dépendant |
| Charbon | Pologne, Colombie, USA | Quasi-abandonné en France |
| Solaire (panneaux) | Chine (80%) | Dépendance technologique |
| Éolien (composants) | Chine, Danemark | Dépendance technologique |
Avantage nucléaire
1 kg d'uranium = 10 000 tonnes de pétrole en énergie. Les stocks français représentent 2-3 ans de consommation, contre quelques jours pour le gaz.
Emprise au sol
Densité énergétique
La surface nécessaire pour produire 1 TWh varie considérablement selon les technologies. Le nucléaire est 100 à 1000 fois plus dense que les ENR.
Surface pour 1 TWh/an (km²)
Graphique interactif. Les données sont détaillées dans le tableau ci-dessous.
Données
| km²/TWh/an | |
|---|---|
| Nucléaire | 0.5 |
| Gaz | 2 |
| Solaire au sol | 15 |
| Éolien terrestre | 70 |
| Biomasse | 500 |
Impact sur les terres agricoles
Pour remplacer le nucléaire français par du solaire, il faudrait couvrir 5000 km² de panneaux, soit la superficie d'un département.
Déchets
Le volume de déchets : une question de perspective
En 60 ans de production nucléaire, la France a généré ~1500 m³ de déchets haute activité. C'est l'équivalent d'une piscine olympique. Et ces déchets sont confinés, surveillés, et ne polluent pas l'atmosphère.
Déchets nucléaires
Volume minimal, confiné
- Volume haute activité (France)
- 1 500 m³
- Par TWh produit
- 3 m³
- Recyclable
- 96 %
- Solution de stockage
- Cigéo, à 500 m de profondeur
- Durée de vie d’une centrale
- 60 ans et plus
Déchets éoliens
Pales non recyclables
- Pales à recycler par an (France)
- 1 500 pales
- Poids moyen d’une pale
- 15 tonnes
- Recyclable
- 85 %
- Solution de stockage
- Enfouissement
- Durée de vie
- 20 ans
Déchets solaires
Matériaux toxiques
- Panneaux à recycler par an
- 50 000 t d’ici 2030
- Matériaux toxiques
- Cd, Pb, Si
- Recyclable (théorique)
- 95 %
- Fabrication
- Chine (70 %)
- Durée de vie
- 25 ans
Le problème des pales d'éoliennes
Les pales d'éoliennes sont faites de fibres de verre et résines qui ne se recyclent pas. En France, on devra gérer 22 500 tonnes de pales/an d'ici 2025. La plupart finissent... en décharge ou incinérées.
- Uranium naturelExtraction au Canada, au Kazakhstan et au Niger
- Enrichissement3 à 5 % d’uranium 235Usine Georges Besse II, au Tricastin
- Réacteur nucléaireProduction d’électricité, 4 à 5 ans en cœur
- RetraitementUsine de La Hague : séparation des matières
- Déchets ultimesVitrifiés dans du verre, destinés au stockage profond Cigéo
Ce que devient le combustible usé
- 96 %Matières recyclablesUranium et plutonium, refabriqués en combustible MOX Retour à l’étape 3 : Réacteur nucléaire
- 4 %Déchets ultimesVitrifiés dans du verre, destinés au stockage profond Cigéo
La France est le seul pays au monde à recycler industriellement son combustible usé.
RNR : les réacteurs qui « brûlent » les déchets
Les réacteurs à neutrons rapides (RNR) de 4ᵉ génération peuvent utiliser comme combustible ce qui est aujourd’hui considéré comme un « déchet ». Ils multiplient par 100 l’énergie extractible de l’uranium et réduisent la durée de vie des déchets de 100 000 ans à 300 ans.
Durée de dangerosité des déchets haute activité
En années
- Aujourd’hui100 000 ans
- Avec les RNR (transmutation)300 ans
×100Énergie extractible de l’uranium
÷300Durée de toxicitéde 100 000 à 300 ans
÷10Volume des déchets finaux
5 000+ ansRéserves françaises d’uranium appauvri
Comment fonctionne un RNR ?
Un Réacteur à Neutrons Rapides utilise des neutrons non ralentis (rapides) contrairement aux réacteurs actuels (REP) qui utilisent de l'eau pour ralentir les neutrons.
Avantage clé : Ces neutrons rapides peuvent "casser" (fissionner) les actinides mineurs (Américium, Curium, Neptunium) qui sont les éléments les plus radioactifs et à vie longue des déchets actuels.
Résultat : Au lieu de stocker des déchets dangereux pendant 100 000 ans, on les transforme en éléments à vie courte (~300 ans) tout en produisant de l'électricité.
La France pionnière des RNR
- 1967-1994Rapsodie (40 MW) : premier RNR français, à CadaracheFermé
- 1973-2009Phénix (250 MW) : démonstrateur industriel, à MarcouleFermé
- 1985-1998Superphénix (1 240 MW) : plus grand RNR au monde, à Creys-MalvilleArrêt politique
- 2010-2019ASTRID (600 MW) : successeur prévu de SuperphénixProjet abandonné
- Depuis 2024SMR et 4ᵉ génération : nouveaux projets européens (Nuward, etc.)En développement
Le regret Superphénix
Superphénix était le plus grand RNR au monde avec 1 240 MW. Fermé en 1998 pour des raisons politiques, il aurait pu démontrer la faisabilité industrielle du recyclage des déchets. La France a perdu 20 ans d'avance technologique. Aujourd'hui, la Russie (BN-800) et la Chine (CFR-600) nous ont dépassés.
| Matière | Stock actuel | Potentiel énergétique | Équivalent |
|---|---|---|---|
| Uranium appauvri | 320 000 tonnes | 5 000+ ans | Consommation électrique française |
| Plutonium (MOX usé) | ~60 tonnes | ~15 ans | Consommation électrique française |
| Actinides mineurs | ~800 tonnes | Transmutables | Durée de toxicité ÷300 |
| Combustible REP usé | ~14 000 tonnes | ~500 ans | Consommation électrique française |
Conclusion : ce que nous appelons « déchets » est en réalité un trésor énergétique. Avec les RNR, la France dispose de réserves d’énergie pour plusieurs millénaires, stockées dans des entrepôts, sans besoin d’importer quoi que ce soit.
| Critère | Nucléaire | Éolien | Solaire |
|---|---|---|---|
| Volume de déchets | Minimal | Important | Important |
| Toxicité | Radioactif (confiné) | Faible | Métaux lourds |
| Confinement | Total (Cigéo) | Décharge | Filière dédiée |
| Recyclabilité actuelle | 96 % | 85 % | 95 % (théorique) |
| Recyclabilité future (RNR) | 99,9 % | - | - |
| Durée de toxicité | De 100 000 à 300 ans (RNR) | ~0 | Éternelle (Pb, Cd) |
| Impact sur l’atmosphère | Aucun | Aucun | Aucun |
| Durée de vie de l’installation | 60 ans et plus | 20 ans | 25 ans |
| Terres rares | Non | 600 kg/MW | Variable |
Ce qu’il faut retenir
- Les déchets nucléaires haute activité : une piscine olympique en 60 ans
- 96 % du combustible usé est déjà recyclé à La Hague
- Les RNR peuvent recycler les 4 % restants et réduire la toxicité de 100 000 à 300 ans
- L’uranium appauvri stocké représente 2 000 à 5 000 ans d’électricité pour la France (source : CNRS, SFEN)
- Les pales d’éoliennes et les panneaux solaires créent des déchets non recyclables à grande échelle
Simulateur
Simulateur de mix électrique
Partez du parc réel de 2025 ou d’un scénario publié par RTE, puis ajustez les capacités. Chaque résultat est comparé au parc réel de 2025 et à ses propres réglages : 446,1 TWh consommés, parc nucléaire historique de 63 GW, nucléaire à 68 %, facteurs de charge, technologies et coûts de 2025, poursuite du retraitement, batteries de 2 h. Un réglage modifié entre donc dans l’écart, comme une capacité.
Point de départ
Parc réel fin 2025 et consommation 2025 (RTE), hydraulique hors STEP et STEP à part. Fioul, charbon, thermique renouvelable et déchets ne sont pas représentés.
Hypothèses
Durée de stockage des batteries. 2 h
1,6 GW pendant 2 h, répartis par calcul entre les deux types de batteries de RTE, 4 h pour l’équilibrage et 1 h pour les réserves : 0,5 GW de 4 h et 1,1 GW d’1 h. Coûts de RTE pour 2025, en euros 2022 : 4 h à 1 380 €/kW et 32 €/kW par an sur 15 ans, 1 h à 500 €/kW et 12 €/kW par an sur 15 ans, exploitation comprise (Bilan prévisionnel 2023). Repère de contrôle, qui n’entre dans aucun calcul : 177 $/kWh (BNEF, Europe, 2025), soit environ 156,6 €/kWh au taux moyen 2025 de la BCE ; prix clé en main, moyenne européenne non ventilée par durée, hors ingénierie-construction et raccordement selon la définition de BNEF de 2024, sans exploitation ni surdimensionnement. Une batterie aide à passer une pointe de quelques heures, pas une semaine d’hiver sans vent.
Parc nucléaire historique en service. 63 GW · parc 2025
Parc de fin 2025 (RTE), Flamanville 3 compris, en cours de mise en service.
Facteur de charge du nucléaire. 68 % · réel 2025
Calcul sur le Bilan électrique 2025 de RTE : 373 TWh produits ÷ (63 GW × 8 760 h). Les 63 GW du parc de fin 2025 comprennent Flamanville 3 (1,6 GW), en cours de mise en service toute l’année, dont le Bilan électrique 2025 ne publie pas la production à part. Arrêts pour rechargement, maintenance et visites décennales compris, ainsi qu’une trentaine de TWh de modulation.
Cycle du combustible nucléaire. Poursuite du retraitement. Déchets vitrifiés : 121 m³ par an
Hypothèses de RTE : retraitement poursuivi en mono-recyclage dans ses scénarios N, usines de La Hague arrêtées en 2040 dans ses scénarios M. Chaque scénario pose la sienne ; poursuite par défaut, comme pour le parc 2025. Poursuite : colis vitrifiés au rythme estimé par RTE, les combustibles MOX usés n’étant pas chiffrés.
Technologies et coûts : 2025 / RTE 2050. 21 / 34 / 12 % · réel 2025
Ratios de production, coûts de l’éolien, du solaire, des batteries et des STEP neuves, et facteurs d’émission de 2025. Production 2025 mesurée par RTE, rapportée au parc de fin d’année : éolien terrestre 21,0 %, éolien en mer 34,2 %, solaire 12,4 %, hydraulique hors STEP 30,8 %. RTE publie 21,4 %, 38,8 % (parcs en mer commerciaux en service avant 2025) et 13,6 % : appliqués au parc de fin 2025, qui a grandi pendant l’année, ils lui feraient produire 5 TWh de plus que ce que RTE a mesuré. Les pourcentages de la pastille valent pour le parc de fin 2025 : au-delà, chaque GW ajouté produit, par convention, au facteur de charge publié par RTE pour 2025 (21,4 %, 38,8 % pour les trois parcs en mer commerciaux en service avant le 1er janvier 2025, 13,6 %).
Part flottante de l’éolien en mer. 0,0 % · parc 2025
Parts publiées par RTE pour ses scénarios : part des volumes construits de 2020 à 2050, pas du parc installé (tableau 11). Coûts 2050 de RTE : 158 €/kW par an en flottant, 110 en posé.
Part en toiture du solaire. 0,0 % · parc 2025
Parts publiées par RTE pour ses scénarios : part des volumes construits de 2020 à 2050, pas du parc installé (tableau 11) ; répartition grande/petite toiture non publiée par scénario, d’où une fourchette de coût, de la grande toiture (54 €/kW par an) à la petite (136), contre 36 au sol.
Consommation annuelle. 2025 · 446 TWh
Capacités installées
02025 : 63,0 GW100 GW
02025 : 0,0 GW0,0 GW neufs
Nucléaire : 63,0 GW historiques, 0,0 GW d’EPR2, 0,0 GW de SMR (RTE : 5 500 €/kW). Les SMR se prennent sur les GW neufs, au-delà du parc historique.
02025 : 23,9 GW100 GW
02025 : 1,9 GW90 GW
02025 : 30,4 GW260 GW
152025 : 20,6 GW30 GW
02025 : 12,4 GW20 GW
02025 : 1,6 GW60 GW
02025 : 5,1 GW15 GW
Aucune production sur l’année. Pas plus que les 5,06 GW existants, non chiffrés à part : aucune STEP neuve.
02025 : 0,0 GW40 GW
Centrales à hydrogène : aucune production ni émission ici, elles restituent une électricité déjà produite. Seules les centrales sont chiffrées, pas la chaîne hydrogène.
Production et consommation
528 TWh produits pour 446 TWh consommés ; production modélisée − consommation : +81 TWh.
Met cette filière en évidence dans la barre- Consommation446 TWh
- Émissions en cycle de vie
- 24 à 25 g CO₂e/kWhidentique au parc 2025
- Part renouvelable (de la production modélisée : hydraulique hors STEP, éolien et solaire)
- 26 %identique au parc 2025
- Part éolien et solaire
- 16 %identique au parc 2025
- Coût de production, stockage et réseaux
- 49,1 Md€ par anidentique au parc 2025
- Coût par MWh consommé
- 110 €/MWhidentique au parc 2025
- Déchets vitrifiés
- 121 m³ par anidentique au parc 2025
- Puissance pilotable installée (STEP, centrales à hydrogène et batteries comprises)
- 102,7 GWidentique au parc 2025
Émissions en cycle de vie par filière
| Filière | TWh | g CO₂e/kWh | Mt CO₂e | Part |
|---|---|---|---|---|
| Nucléaire | 373 | 7 | 2,61 | 20,2 % |
| Éolien terrestre | 44 | 16 | 0,70 | 5,4 % |
| Éolien en mer | 6 | 17 | 0,10 | 0,8 % |
| Solaire | 33 | 43 | 1,41 | 11,0 % |
| Hydraulique (hors STEP) | 56 | 6 | 0,33 | 2,6 % |
| Gaz | 16 | 449 à 479 | 7,37 à 7,86 | 60,0 % |
| Total | 528 | 24 à 25 | 12,53 à 13,02 | 100 % |
Pour comparaison, RTE calcule 15,7 Mt CO₂e en cycle de vie en 2025, soit 29,0 g/kWh, toute la production comprise (bioénergies, charbon et fioul), les déchets industriels et ménagers non renouvelables comptés à zéro : un périmètre plus large que ce tableau.
Hypothèses et limites
Émissions = TWh produits × facteur en cycle de vie publié par RTE pour la filière : 1 TWh à 1 g/kWh fait 1 000 t. Facteurs du Bilan électrique 2025, pour les technologies actuelles. Gaz [calcul] : 473 g/kWh, de 449 à 479, pour le parc gaz réel de 16,4 TWh : facteurs de ses cycles combinés, turbines, cogénérations et autres moyens pondérés par leur production, 449 sans calage, 473 recalés sur les 6,7 Mt d’émissions directes publiées, 479 en partant des 3,2 Mt des cogénérations ; pour une autre production, un socle de 7,0 TWh de cogénérations et d’autres moyens garde le mix de 2025, le gaz ajouté au-delà est compté en cycle combiné (389 g/kWh) et, en deçà, cycles combinés et turbines sont retirés d’abord. La part est celle de la valeur. Le turbinage des STEP, auquel RTE attribue 6 g/kWh comme au reste de l’hydraulique, les batteries, les réseaux, les électrolyseurs et les centrales à hydrogène ne sont pas comptés.
Coût de production, stockage et réseaux par poste, en Md€ par an
| Poste | Production, stockage | Réseau | Total |
|---|---|---|---|
| Nucléaire | 21,8 | 21,8 | |
| Éolien terrestre | 3,0 | 0,6 | 3,6 |
| Éolien en mer | 0,6 | 0,07 | 0,7 |
| Solaire | 1,8 | 0,7 | 2,5 |
| Hydraulique (hors STEP) | 2,8 | 2,8 | |
| Gaz | 3,0 | 3,0 | |
| Batteries | 0,1 | 0,1 | |
| STEP (existantes non chiffrées à part) | 0,0 | 0,0 | |
| Centrales à hydrogène | 0,0 | 0,0 | |
| Chaîne hydrogène (électrolyse, stockage, réseaux) | non chiffrée | ||
| Réseau commun, rapporté à la consommation | 14,6 | 14,6 | |
| Total, 110 € par MWh consommé | 33,1 | 15,9 | 49,1 |
Années monétaires, sans correction de l’inflation : nucléaire historique en euros 2026 (CRE) ; nucléaire neuf, hydraulique et centrales à hydrogène en euros constants des Futurs énergétiques 2050 ; éolien, solaire, STEP neuves et batteries en euros 2022 du Bilan prévisionnel 2023 ; gaz : coûts fixes en euros 2022, combustible et CO₂ aux prix de 2025 ; parts de réseau par kW en euros constants de RTE, réseau commun [calcul] : total de la CRE pour 2025, en euros 2025, moins les parts par kW de RTE, en euros constants, donc des années monétaires mêlées.
Aucun coût de secours n’est ajouté : seuls les moyens réglés sont payés ; la puissance pilotable dit ce qui manque.
Pour comparaison, la CRE évalue le coût complet réel du système en 2025 à 55,9 Md€, soit 125,4 € par MWh consommé.
Hypothèses et limites
Nucléaire : 63,0 GW au coût du parc historique et 0,0 GW au coût du neuf, dont 0,0 GW de SMR, soit 59 € par MWh produit. Ses coûts sont fixes par GW : produire plus n’ajoute que le combustible.
Réseau : l’éolien terrestre et le solaire portent 23,0 € par kW et par an, pente des coûts de réseau que RTE publie pour 2060 dans ses 6 scénarios (réseaux moins raccordement en mer), rapportés à leurs GW ; l’éolien en mer 36,3 € par kW et par an, raccordements en mer cumulés de 2020 à 2060 rapportés aux GW en mer et d’énergies marines, étalés à 4 % sur 40 ans. Nucléaire, gaz et hydraulique sont dans le réseau commun, rapporté à la consommation (32,7 € par MWh) et calculé pour que le parc 2025 retrouve les 15,9 Md€ de la CRE.
Sensibilité, hors total : avec le raccordement en mer du Schéma décennal de RTE de 2025, de 1,7 M€2024 par MW pour son programme (37 Md€2024 pour 22 GW, provisions pour risque comprises) à 2,2 M€ par MW, cible des raccordements de la PPE 2, poste en mer compris, ce mix n’en serait pas changé, le réseau commun étant recalé sur le parc 2025. Le millésime des Futurs énergétiques 2050 est gardé, comme pour les coûts de production de l’éolien en mer : c’est un arbitrage, pas une correction.
Stockage et puissance pilotable
102,7 GW pilotables installés (nucléaire, hydraulique hors STEP, STEP, gaz, thermique décarboné, batteries) : écart de +14,7 GW avec la pointe de 88 GW de janvier 2025, en puissance installée, pas disponible.
Hypothèses et limites
Une part de l’hydraulique hors STEP coule au fil de l’eau, non séparée ici.
Moyens installés non représentés, affichés sans être additionnés : fioul 3,0 GW ; charbon 1,8 GW ; thermique renouvelable et déchets 2,3 GW ; autres moyens 0,1 GW.
Batteries : 3,2 GWh stockés (1,6 GW pendant 2 h), soit 0,5 GW de 4 h et 1,1 GW d’1 h : un investissement d’environ 1,3 Md€ au coût de RTE pour 2025, ou 0,14 Md€ par an, exploitation comprise.
Matières, emprise, eau et déchets
Matières d’une génération de chaque installation, en cycle de vie, en kt
| Filière, durée de vie | Béton | Acier | Cuivre | Aluminium |
|---|---|---|---|---|
| Nucléaire 60 ans | 33 579 | 4 221 | 101 | 22 |
| Éolien terrestre 25 ans | 10 755 | 4 780 | 66 | 16 |
| Éolien en mer 20 ans | 1 729 | 475 | 13 | 1,9 |
| Solaire 25 ans | 1 702 | 1 338 | 103 | 882 |
| Hydraulique (hors STEP) 70 ans | 433 | 2 023 | 3,7 | 11 |
| Gaz 30 ans | 446 | 360 | 15 | 14 |
| Batteries 15 ans | 32 | 9,6 | 5,7 | 5,4 |
| STEP 50 ans · colonne hydraulique, par déduction | 106 | 496 | 0,9 | 2,6 |
| Centrales à hydrogène 30 ans · colonnes turbine et cycle combiné, par déduction | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Total, hors réseau de transport | 48 784 | 13 701 | 309 | 954 |
| Réseau de transport existant masses immobilisées en 2023, hors total | ~17 000 | ~3 000 | ~100 | ~600 |
Hypothèses et limites
Intensités en cycle de vie publiées par RTE : ressources immobilisées dans les installations et mobilisées pour leur fabrication, leur utilisation et leur fin de vie. Chaque ligne compte une génération de l’installation, sur la durée de vie indiquée : elle ne se compare pas à une ligne de durée différente. Technologies de 2020 (RTE, annexes, tableau 16). Éolien en mer posé et flottant, solaire au sol et en toiture, dans les parts réglées pour le coût : volumes construits de 2020 à 2050 (RTE, tableau 11), pas le parc installé ; avec les technologies de 2025, sans part chiffrée, tout l’éolien en mer est compté posé et tout le solaire au sol ; gaz en cycle combiné.
STEP à la colonne hydraulique, centrales à hydrogène de la colonne turbine à combustion à la colonne cycle combiné : par déduction des volumes que RTE fait construire (tableau 11), ce que RTE n’écrit pas ; aucune intensité propre n’est publiée. SMR à la colonne nucléaire, par convention ; électrolyseurs non chiffrés ; chrome et zinc non quantifiables. Batteries : métaux en t par MWh de capacité (RTE, annexes, tableau 16), mix de chimies retenu par RTE (25 % de NMC, NCA, LFP et LTO), sans précision sur le surdimensionnement d’environ 20 % que RTE compte dans ses coûts (chapitre 11, p. 568) ; le cobalt, le nickel et le manganèse affichés dépendent de ce mix : une batterie entièrement LFP n’en contient pas (AIE, 2021, p. 88).
Réseau de transport existant : masses immobilisées en 2023 (Schéma décennal de RTE de 2025), arrondies à 0,1 Mt, et non des intensités en cycle de vie : hors du total. Il en consomme en moyenne 4 kt de cuivre, 6 d’aluminium, 15 d’aciers et 140 de béton par an (13, 20, 80 et 400 dans la stratégie du schéma à l’horizon 2040). Réseau de distribution et adaptation du réseau d’ici 2050 non chiffrés.
Renouvellement en régime permanent [calcul], en kt par an
| Matière | Chaque millésime divisé par sa durée de vie, hors réseau de transport |
|---|---|
| Béton | 1 170 |
| Acier | 390 |
| Cuivre | 10 |
| Aluminium | 37 |
Hypothèses et limites
Renouvellement [calcul] : chaque millésime divisé par sa durée de vie, celle du modèle en cycle de vie de RTE (annexes, tableau 10 : colonne 2019 pour les technologies de 2020, colonne 2050 pour celles de 2050), celle de ses tableaux de coûts pour le nucléaire neuf, l’hydraulique, les STEP et les batteries, et 60 ans par convention pour le parc nucléaire historique. Un régime fictif, où chaque installation serait reconstruite à l’identique au terme de sa vie : il ne s’additionne pas au stock et ne se compare pas aux flux de construction de RTE.
Matières du tableau 16 de RTE (métaux, silicium, graphite) et combustible, en tonnes
| Matière | Tonnes |
|---|---|
| Silicium (solaire) | 194 560 |
| Graphite (solaire) | 19 456 |
| Argent (solaire) | 912 |
| Terres rares (éolien) | 638 |
| Lithium (batteries) | 1 376 |
| Cobalt (batteries) | 704 |
| Nickel (batteries) | 1 216 |
| Manganèse (batteries) | 352 |
| Graphite (batteries) | 1 120 |
| Argent (batteries) | 3 |
| Uranium naturel (nucléaire), chaque année | 6 471 à 7 404 |
| Zirconium (nucléaire), chaque année | 316 |
Hypothèses et limites
Uranium naturel : 19,85 t par TWh pour les réacteurs du parc actuel, tout le combustible compté comme de l’UNE, MOX et URE non déduits (RTE : 2,8 tML par TWh × 7,09) ; 17,3 t pour le parc historique, UNE seule, MOX et URE déduits (données d’EDF de 2010 à 2016 ; 17,8 sur 2014-2016, MOX seul déduit) ; 15,6 t pour un EPR (2,2 × 7,09), sans déduction publiée, taux appliqué aux SMR faute d’intensité publiée. Parc historique de 17,3 à 19,85 t par TWh ; avec les facteurs de charge nucléaires de RTE pour 2050, ses facteurs seuls. Zirconium : 0,847 t par TWh (tableau 16).
En complément, l’éolien terrestre demande 179 kt de composites pour ses pales (JRC), et les panneaux solaires environ 1 520 t de plomb dans leurs soudures (IRENA). RTE reste la seule source des terres rares.
Emprise au sol, en km²
| Filière | Emprise | Artificialisée | Imperméabilisée |
|---|---|---|---|
| Nucléaire | 38 | 38 | 19 |
| Éolien terrestre | 2 952 | 36 | 4,8 |
| Éolien en mer | non chiffrée par RTE | ||
| Solaire | 304 à 517 | 27 | 0,6 |
| Hydraulique (hors STEP) | non chiffrée par RTE | ||
| Gaz | 7,4 | 7,4 | densité non publiée par RTE |
| STEP | non chiffrée par RTE | ||
| Batteries | non chiffrée par RTE | ||
| Réseau de transport existant (dont 99 % de co-usages) | 3 350 | 41 | 2,0 |
| Total, réseau de transport existant compris | 6 651 à 6 864 | 149 | 26 |
Emprise : surface occupée, co-usages compris autour des éoliennes, sous les panneaux et sous les lignes, site clôturé pour le nucléaire et le gaz. Artificialisée : pistes, plateformes, postes, pieux ; imperméabilisée : fondations et bâtiments.
Hors de ces totaux : emprise non chiffrée par RTE (éolien en mer, hydraulique, STEP et batteries) ; imperméabilisation dont RTE ne publie pas la densité (gaz), la figure 12.57 n’en traçant qu’un total ; sites nucléaires fermés, adaptation du réseau d’ici 2050 et réseau de distribution. Le réseau de transport existant y est compté : 335 000 ha d’emprise, dont 99 % de co-usages, et 4 100 ha artificialisés en 2023 (Schéma décennal de RTE de 2025), environ 200 ha imperméabilisés en 2020 (Futurs énergétiques 2050) ; pour 2050, un plancher.
Hypothèses et limites
Pour comparaison, RTE trace pour 2019 de 116 à 121 km² artificialisés, la borne haute avec la bande ajoutée à la figure en juin 2022, et 30 km² imperméabilisés (figure 12.57, lecture géométrique) : centrales à terre et réseau de transport, sans l’hydraulique, l’éolien en mer ni le réseau de distribution.
Eau dissipée sur le cycle de vie (CEE-ONU, Europe 2020 ; nucléaire : moyenne mondiale), en millions de m³ par an
| Filière | Mm³ par an |
|---|---|
| Nucléaire majorant prudent de la CEE-ONU, tout réacteur refroidi par tours, moyenne mondiale | 895 |
| Éolien terrestre | 8,6 |
| Éolien en mer | 0,9 |
| Solaire | 19 |
| Hydraulique (hors STEP) | 2,4 |
| Gaz cycle combiné ; cogénérations et turbines comptées au même facteur | 20 |
| STEP | non chiffrée |
| Batteries | non chiffrée |
| Total, majorant nucléaire compris | 946 |
Hypothèses et limites
Eau évaporée ou incorporée sur le cycle de vie, jamais l’eau prélevée puis rendue (CEE-ONU, 2021, Europe des 28 en 2020). Éolien, solaire et hydraulique : eau surtout de fabrication, comptée par GW installé au facteur de charge de l’étude [calcul] : éolien terrestre 0,18 l/kWh à 22,8 %, éolien en mer 0,156 à 36,2 %, solaire au sol 0,579 et en toiture 0,633 à 12,4 %, dans la part en toiture réglée pour le coût, barrage de 360 MW 0,0386 à 35 % (la CEE-ONU modélise aussi un barrage de 660 MW à 0,37 l/kWh, tableau 13, et juge le 360 MW le plus représentatif). Nucléaire (2,4 l/kWh) et gaz (1,2, cycle combiné sans captage) : par kWh produit. Le nucléaire y est un majorant : la CEE-ONU compte tout réacteur comme refroidi par tours, alors que les centrales en bord de mer ne dissipent rien ; l’eau douce que le nucléaire évapore en France se lit dans le tableau suivant, qui ne s’additionne pas à celui-ci. Cogénérations et turbines, que la CEE-ONU ne modélise pas, sont comptées au facteur d’un cycle combiné (au parc gaz de 2025, 7,6 des 16,4 TWh). STEP, centrales à hydrogène et batteries : non chiffrées.
Eau douce du nucléaire en exploitation (France), en millions de m³ par an
| Réacteurs | Prélevée | Consommée |
|---|---|---|
| Parc historique complet de 2025, ratio de 2020-2021 | 13 494 | 467 à 559 |
| Réacteurs neufs EPR2 et SMR | 0 | 0 |
| Total du nucléaire | 13 494 | 467 à 559 |
Hypothèses et limites
Hors du parc historique complet de 2025, pour un parc réduit ou prolongé, dont RTE ne publie pas les réacteurs gardés, comme pour les réacteurs neufs, dont il ne publie ni le site ni le refroidissement : eau consommée bornée par les modes de refroidissement, de 0 en bord de mer à 2,4 l/kWh en circuit fermé en rivière, un taux moyen (France Stratégie ; la Cour des comptes donne 2 à 2,5), le circuit ouvert en rivière (1,9) étant entre les deux ; eau prélevée non chiffrée, la seule borne sans hypothèse allant jusqu’au circuit ouvert en rivière (233 l/kWh). Un total prélevé n’est chiffré que si tout le nucléaire l’est.
Parc historique complet de 2025, quel que soit son facteur de charge : volumes d’eau douce du CSFN (12,6 Md m³ prélevés par an en moyenne en 2020-2021, 0,42 Md m³ consommés en 2020) rapportés à la production nucléaire de RTE (335,6 TWh en 2020, 361 en 2021), soit 36,2 litres prélevés et de 1,25 à 1,50 litre consommé par kWh. Par convention, les centrales en circuit ouvert sont réputées restituer 100 % de l’eau douce prélevée (CSFN) ; France Stratégie rapporte pourtant une évaporation forcée estimée dans la vallée du Rhône à 0,8 % du volume rejeté, négligée par la statistique officielle et ici appliquée à tous les circuits ouverts, d’où la borne haute ; les centrales à tours évaporent environ 2,4 m³ par MWh. Les prélèvements d’eau douce pour l’électricité viennent à 84 % de trois sites en circuit ouvert, Tricastin, Saint-Alban et Bugey (SDES, 2023) : ce ratio ne se transpose à aucun autre parc. L’eau de mer des centrales côtières n’est pas comptée, et RTE ne chiffre pas l’eau de ses scénarios.
Déchets nucléaires
121 m³ par an
Déchets nucléaires
121 m³ par an
de colis vitrifiés de haute activité, au rythme estimé par RTE
Hypothèses et limites
Colis vitrifiés au rythme estimé par RTE d’après les colis de La Hague déclarés à l’ANDRA depuis 2013 : environ 180 colis pour 100 TWh (figure 12.66), de 180 litres chacun, soit 0,324 m³ par TWh [calcul]. Ce sont les ~4 % en masse du combustible UNE retraité, produits de fission et actinides mineurs, destinés à Cigéo, le stockage géologique profond ; les combustibles MOX usés, non retraités, ne sont pas chiffrés. Selon la période et la source, le rythme varie : 0,35 m³ par TWh pour un flux annuel type de 815 colis (147 m³) et de l’ordre de 420 TWh (HCTISN) [calcul], 0,41 sur les colis déclarés de 2013 à 2016 ; la vitrification suit le retraitement de La Hague, pas la production de l’année. Au volume occupé de 0,19 m³ par colis des annexes de RTE, plutôt que les 180 litres de l’ANDRA, le taux serait de 0,342 m³ par TWh [calcul].
Colis des EPR et SMR au taux du parc existant : RTE compte un gain de l’EPR sans le publier et assimile les SMR aux EPR, sans doute un excès. Stocks de colis vitrifiés de l’ANDRA, part française : 3 567 m³ fin 2021 et 3 956 fin 2024, après des hausses annuelles de 96, 129 puis 164 m³, qui varient d’une année à l’autre (archives de la fiche) ; prévisions de 4 863 m³ fin 2030 et 5 847 fin 2040, qui ne sont pas un rythme observé.
Méthode et sources
| Filière | Parc 2025 | Facteur de charge | Émissions | Coût retenu | Réseau |
|---|---|---|---|---|---|
| Nucléaire | 63,0 GW | 67,6 % en 2025 ; RTE 2050 : 69,8 % (parc historique prolongé), 67,1 % (réduit), 79,9 % (EPR2), 75,2 % (SMR) ; 85 % en hypothèse | 7 g CO₂e/kWh en 2025 ; RTE 2050 : 6 | parc historique : 299 €/kW par an + 8,1 €/MWh de combustible (CRE) ; EPR2 : 385 €/kW par an pour les 6,6 premiers GW, 355 au-delà, + 6 €/MWh ; SMR : 411 €/kW par an + 10 €/MWh (RTE) | compté dans le réseau commun |
| Éolien terrestre | 23,9 GW | 21,0 % en 2025 jusqu’au parc de fin 2025, 21,4 % au-delà, par convention (facteur publié par RTE), 23 % pour RTE 2050 | 16 g CO₂e/kWh en 2025 ; RTE 2050 : 13 à 15 | 126 €/kW par an en 2025, 77 en 2050 (RTE) ; dernier appel d’offres : 77,08 €/MWh | 23,0 €/kW par an |
| Éolien en mer | 1,9 GW | 34,2 % en 2025 jusqu’au parc de fin 2025, 38,8 % au-delà, par convention (facteur publié par RTE pour les parcs commerciaux en service avant le 1er janvier 2025), 41 % pour RTE 2050 | 17 g CO₂e/kWh en 2025 ; RTE 2050 : 7 à 10 | 308 €/kW par an en 2025, 110 en 2050 (RTE) ; flottant en 2050 : 158 ; dernier appel d’offres : 66 €/MWh | 36,3 €/kW par an |
| Solaire | 30,4 GW | 12,4 % en 2025 jusqu’au parc de fin 2025, 13,6 % au-delà, par convention (facteur publié par RTE), 14 % pour RTE 2050 | 43 g CO₂e/kWh en 2025 ; RTE 2050 : 14 à 28 | 58 €/kW par an en 2025, 36 en 2050 (RTE) ; en toiture en 2050 : 54 (grande) à 136 (petite) ; appel d’offres de fin 2025, tout au sol : 74,13 €/MWh | 23,0 €/kW par an |
| Hydraulique (hors STEP) | 20,6 GW | 30,8 % hors STEP en 2025, 32,1 % pour RTE 2050 | 6 g CO₂e/kWh en 2025 ; RTE 2050 : 6 | 50 €/MWh sur la production hors STEP (RTE) | compté dans le réseau commun |
| Gaz | 12,4 GW | 15,1 % en 2025, gardé pour RTE 2050 : un bilan annuel ne calcule pas l’appel réel des centrales | 473 g CO₂e/kWh (449 à 479) en 2025 [calcul] : parc gaz réel (cycles combinés, turbines, cogénérations et autres moyens), pondération par la production recalée sur les 6,7 Mt d’émissions directes publiées, la borne basse sans calage ; au-delà de 16,4 TWh, gaz ajouté compté en cycle combiné (389) ; technologies de 2050 : 389, cycle combiné au gaz fossile, que les facteurs 2050 de RTE ne séparent pas du biométhane | 99,90 €/MWh de combustible et de CO₂, plus 110 €/kW par an de coûts fixes | compté dans le réseau commun |
| STEP | 5,06 GW | aucune production annuelle | non comptées | STEP neuves, au-delà des 5,06 GW existants : 101 €/kW par an en 2025, 62 en 2050 (RTE) ; STEP existantes non chiffrées à part | compté dans le réseau commun |
| Thermique décarboné (hydrogène) | 0,0 GW | aucune production annuelle | non comptées | centrales : 66 à 102 €/kW par an (RTE) ; chaîne hydrogène non chiffrée | compté dans le réseau commun |
| Batteries | 1,6 GW | aucune production annuelle | non comptées | 4 h : 156 €/kW par an en 2025, 97 en 2050 ; 1 h : 57 et 39 (RTE) ; toute batterie en unités de 4 h et d’1 h, 2 h valant un tiers de 4 h et deux tiers d’1 h ; repère hors calcul : 177 $/kWh (BNEF) | compté dans le réseau commun |
Hypothèses et limites
- Bilan annuel en énergie, pas heure par heure : produire assez sur l’année ne garantit pas l’équilibre à chaque instant (nuit sans vent, pointe d’hiver).
- Facteurs de charge, en jeux réglables. Réel 2025 : production mesurée par RTE rapportée au parc de fin d’année, pour chaque filière (nucléaire 68 %, arrêts et modulation compris, Flamanville 3, en cours de mise en service, compté dans les 63 GW ; éolien terrestre 21,0 % ; éolien en mer 34,2 % ; solaire 12,4 % ; hydraulique hors STEP 30,8 % ; gaz 15,1 %). RTE publie 21,4 % pour l’éolien terrestre, 38,8 % pour les seuls parcs en mer commerciaux en service avant 2025 et 13,6 % pour le solaire : appliqués au parc de fin d’année, qui a grandi pendant 2025, ils surestimeraient la production d’environ 5 TWh. Au-delà du parc de fin 2025, chaque GW d’éolien ou de solaire ajouté produit à ce facteur publié, par convention. RTE 2050 : les facteurs que donnent les productions publiées dans les bilans des annexes de RTE, soit pour le nucléaire 79,9 % pour l’EPR2, 75,2 % pour les SMR et, pour le parc historique, 69,8 % s’il est prolongé comme dans N03 ou 67,1 % s’il est réduit à 15,5 GW ou moins comme dans M23 ; 23 %, 41 % et 14 % pour l’éolien terrestre, l’éolien en mer et le solaire, qui retrouvent ses productions à 1,5 TWh près ; 32,1 % pour l’hydraulique hors STEP. 85 % reste proposé pour le nucléaire, comme hypothèse non sourcée. Pour l’éolien et le solaire, aucun jeu n’est une moyenne : l’éolien terrestre a eu en 2025 un facteur de charge « exceptionnellement faible » (Bilan électrique 2025, p. 35), et RTE relevait 21,9 à 26,6 % pour l’éolien terrestre et 13,1 à 15,5 % pour le solaire sur les dix années précédant son étude. Le solaire a eu en 2025 un facteur de charge de 13,6 % selon RTE, sous sa moyenne décennale de 14,4 %, malgré un ensoleillement légèrement excédentaire : RTE l’attribue notamment à la modulation à la baisse de la production, de l’ordre de 1,6 TWh et 0,8 point de facteur de charge (Bilan électrique 2025, p. 40-41). L’hydraulique de 2025 est, elle, proche de la moyenne 2015-2024 : 62,4 TWh STEP comprises, contre 61,4 TWh en moyenne selon RTE.
- Part renouvelable : hydraulique hors STEP, éolien et solaire, rapportés à la production modélisée, qui ne compte ni les bioénergies, ni les déchets, ni les énergies marines, ni le turbinage des STEP. RTE publie 27 % pour 2025 sur toute la production (547,5 TWh), thermique renouvelable compris, la production des déchets ménagers comptée renouvelable à 50 % et l’hydraulique diminuée de 70 % du pompage des STEP (Bilan électrique 2025, p. 21 et 22). Dans ses bilans de 2050, RTE compte le turbinage des STEP dans l’hydraulique renouvelable, et les bioénergies et les énergies marines dans le total (Futurs énergétiques 2050, annexes, p. 898, 900 et 903). Ces parts ne se comparent pas directement.
- Nucléaire : le parc historique en service est un réglage (63 GW en 2025 ; 24,4, 15,5 et 0 GW dans N03, M23 et M0 selon les bilans des annexes de RTE ; ou une fermeture de chaque réacteur à 60, 70 ou 80 ans, calculée sur les dates de couplage de l’AIEA au 1er juillet 2050). Les GW au-delà sont du nucléaire neuf, dont une part réglable de petits réacteurs modulaires (SMR), 4,1 GW dans N03, jamais plus que les GW neufs. Aucune durée d’exploitation n’est fixée en France : chaque réacteur est réexaminé tous les dix ans ; la poursuite au-delà de 40 ans est encadrée pour les 900 et 1300 MWe, 60 ans et au-delà sont à l’étude, avec un avis de l’ASNR attendu fin 2026 ; RTE jugeait en 2022 « absolument exclu » de prolonger tout le parc jusqu’à 70 voire 80 ans.
- Scénarios 2050 : capacités des bilans des annexes de RTE, à une décimale. RTE équilibre ses scénarios avec des moyens que ce modèle ne représente pas (bioénergies, déchets, énergies marines, méthane, flexibilité de la demande, interconnexions). L’écart « production modélisée − consommation » n’est donc ni un export ni un excédent : pour un scénario reconnu, le simulateur affiche les emplois que RTE en publie (exports, pertes des STEP et des batteries, vehicle-to-grid, électrolyse, écrêtement) et la production qu’il ne représente pas. Les facteurs de charge étant tirés de ces bilans, l’écart se referme par construction : ce n’est pas une validation. Pour un mix modifié, ces emplois ne sont pas chiffrés.
- Coût de production et de stockage, dans le cadre de coûts de RTE : chaque technologie neuve paie son investissement étalé sur sa durée de vie au coût du capital de 4 %, intérêts intercalaires compris, et ses frais fixes d’exploitation, qu’elle produise ou non ; seuls le combustible et l’exploitation variable suivent la production. Nucléaire historique : coût complet de la CRE (60,3 €/MWh pour 361,8 TWh), soit 299 €/kW par an de coûts fixes et 8,1 €/MWh de combustible. Ce coût rémunère le capital au taux retenu par la CRE, 9,1 % nominal avant impôts. Les coûts fixes du gaz sont ceux d’un cycle combiné existant, dans le cadre de coûts du Bilan prévisionnel 2023, à 6 % réel avant impôts, le tableau n’imprimant pas de taux. Le réseau commun part des coûts de réseau de 2025 de la CRE, dont les charges de capital suivent « la méthode et les paramètres de rémunération définis par la CRE ». L’hydraulique est au coût normatif de RTE, sans taux publié. Le neuf est annualisé au taux de RTE, 4 % réel après impôts sur les sociétés, comme les parts de réseau par kW, tirées de ses coûts de réseau. Ces bases ne se comparent pas directement. EPR2 : 5 035 €/kW pour les 6,6 premiers GW, mis en service d’ici 2040 dans les scénarios de RTE, puis 4 505 €/kW, la baisse de série que RTE date ; 100 €/kW par an et 6 €/MWh d’exploitation ; 60 ans. SMR : 5 500 €/kW, avec les intérêts intercalaires, l’exploitation fixe et la durée de vie de l’EPR2, et 10 €/MWh variables. Éolien et solaire : coûts 2025 de RTE (Bilan prévisionnel 2023) avec le jeu réel 2025, coûts 2050 (Futurs énergétiques 2050) avec le jeu RTE 2050. Avec les coûts 2050, l’éolien en mer paie sa part flottante et le solaire sa part en toiture, tirées des volumes construits de 2020 à 2050 (RTE, tableau 11), pas du parc installé ; la toiture est chiffrée en fourchette, de la grande toiture (54,2 €/kW par an) à la petite (136,0), RTE ne publiant pas leur répartition par scénario. Les coûts 2025 n’ont ni flottant ni toiture chiffrés : l’éolien en mer y est payé posé et le solaire au sol. Hydraulique hors STEP au coût normatif de RTE (50 €/MWh). STEP neuves au coût de RTE ; les STEP existantes, que RTE compte dans une flexibilité qu’il ne détaille pas, sont omises. Gaz au coût 2025 du combustible et du CO₂ : 36 €/MWh de gaz en PCS (TTF), soit 40 €/MWh en PCI au coefficient de 0,9 de la DGEC, pour un rendement PCI de 55 %, plus 0,37 t de CO₂ par MWh électrique à 73,43 €/t, soit 99,90 €/MWh électrique ; plus ses coûts fixes. Centrales à hydrogène en fourchette, de 66,3 €/kW par an (turbine à combustion sans intérêts intercalaires) à 102,2 (cycle combiné avec 12 % d’intérêts intercalaires, possibles mais non établis) ; RTE écrit « de l’ordre de 100 » €/kW par an pour les cycles combinés et 70 pour les turbines. La chaîne hydrogène (électrolyseurs, stockage, réseaux d’hydrogène) n’est pas chiffrée. Repères affichés sans être calculés : le prix d’exercice estimé du contrat de six EPR2, net des revenus estimés, publié sous forme d’intervalle (85 à 115 €2024/MWh, Commission européenne), qui ne couvre ni les SMR ni les EPR2 au-delà des six, et des résultats d’appels d’offres de l’éolien terrestre, de l’éolien en mer et du solaire au sol. Montants non corrigés de l’inflation, chacun dans l’année monétaire de sa source.
- Réseaux : 15,9 Md€ en 2025, soit 35,7 €/MWh consommé (CRE). L’éolien terrestre et le solaire en portent chacun 23,0 € par kW installé et par an : la pente des coûts de réseau que RTE publie pour 2060 dans ses 6 scénarios (réseaux moins raccordement de l’éolien en mer), rapportés à leurs GW d’éolien terrestre et de solaire. Ce n’est pas un coût unitaire publié : la pente est ajustée sur 113 à 333 GW d’éolien terrestre et de solaire et extrapolée en dehors, par exemple pour le parc 2025 ; les deux filières y sont confondues, sol et toiture mêlés, et elle porte aussi l’effet réseau du nucléaire. L’éolien en mer en porte 36,3 € par kW et par an : les raccordements en mer cumulés de 2020 à 2060, rapportés aux GW en mer et d’énergies marines de 2060, étalés à 4 % sur 40 ans, sans exploitation. Nucléaire, gaz et hydraulique n’ont pas de part propre : ils sont dans le réseau commun, rapporté à la consommation et calculé pour que le parc 2025 retrouve ses 15,9 Md€ (32,7 €/MWh [calcul] : un total en euros 2025 dont on retire des parts par kW en euros constants de RTE, soit des années monétaires mêlées). Le raccordement en mer suit le millésime des Futurs énergétiques 2050 (2022), comme les coûts de production de l’éolien en mer : c’est un arbitrage, pas une correction. Le Schéma décennal de RTE de 2025, plus récent, chiffre ce raccordement de 1,7 M€2024 par MW pour son programme (37 Md€2024 pour 22 GW, provisions pour risque comprises) à 2,2 M€ par MW, cible des raccordements de la PPE 2, poste en mer compris ; il est calculé en sensibilité, jamais ajouté au total. Le réseau commun reste celui de 2025 : les quelque 100 Md€ d’investissements que RTE prévoit dans le réseau de transport de 2025 à 2039 n’y sont pas ajoutés.
- Écart avec le coût réel : la CRE évalue le système de 2025 à 55,9 Md€. Pour les énergies renouvelables (12,6 Md€), elle multiplie les volumes par les tarifs propres à chaque contrat d’obligation d’achat et de complément de rémunération, et valorise les volumes non soutenus aux tarifs des dernières périodes ; son poste hydraulique et thermique (5,9 Md€) couvre l’ensemble du parc thermique, soutenu compris. Le simulateur paie l’éolien et le solaire au coût d’une installation neuve de 2025 et ne représente ni les bioénergies, ni le charbon, ni le fioul.
- Secours : aucun coût de secours n’est ajouté. Seuls les moyens réglés sont payés (STEP neuves, batteries, centrales à hydrogène) ; un mix qui s’en passe ne paie aucune pénalité, et la puissance pilotable dit ce qui manque.
- Comparaison avec RTE : RTE chiffre ses scénarios à 59 Md€ (N03), 71 Md€ (M23) et 77 Md€ (M0) par an en 2060, et à environ 58, 66 et 76 Md€ en 2050, lus sur sa courbe à 0,5 Md€ près. Ce sont les coûts d’un système dont le parc diffère du parc 2050 affiché : trajectoire d’investissement comprise, sans les investissements passés du nucléaire existant, importations comprises et exportations comptées en recettes, en euros constants au coût du capital de 4 %. Le simulateur chiffre les centrales à hydrogène, pas la chaîne hydrogène ; il ne chiffre ni les importations, ni les bioénergies, ni les énergies marines, ni les effacements. Le poste thermique décarboné de RTE (4,93 Md€ pour M23 et 5,81 pour M0 en 2060) contient des parts d’énergies renouvelables et de réseaux que le simulateur paie déjà : il n’est pas séparable, et n’est jamais additionné. Les totaux ne se comparent donc pas directement ; le détail de RTE par poste s’affiche, replié, pour un scénario chargé.
- Émissions en cycle de vie : pour chaque filière, TWh produits × facteur publié par RTE. Le choix « technologies et coûts » fixe aussi leur millésime. 2025 : facteurs du Bilan électrique 2025 (nucléaire 7, éolien terrestre 16, éolien en mer 17, solaire 43, hydraulique 6 g CO₂e/kWh). Gaz de 2025 [calcul] : 473 g CO₂e/kWh, de 449 à 479, pour le parc réel de 16,4 TWh, dont 8,8 TWh de cycles combinés, 0,7 de turbines, 4,2 de cogénérations et 2,7 d’autres moyens (éCO2mix), aux facteurs en cycle de vie de l’annexe du Bilan (389, 583, 540 et 471, les autres moyens pris au gaz indéterminé) : la borne basse les pondère par la production, la valeur recale cette pondération sur les 6,7 Mt d’émissions directes publiées, la borne haute part des 3,2 Mt des cogénérations. Pour une autre production, un socle de 7,0 TWh garde le mix de 2025 : cogénérations et autres moyens d’éCO2mix, dont le total concorde avec les « environ 7 TWh » de production « indépendante du fonctionnement du système électrique » du Bilan électrique 2025, un rapprochement que RTE n’écrit pas ; au-delà de 16,4 TWh, le gaz ajouté est compté en cycle combiné (389 g/kWh) ; en deçà, cycles combinés et turbines sont retirés d’abord. Ce partage est un calcul, et le socle ne vaut que pour 2025, sans série publiée. RTE 2050 : facteurs de RTE pour les technologies de 2050, en évolution tendancielle, sa référence (nucléaire 6, éolien terrestre 13, éolien en mer 7, solaire 14, hydraulique 6), jusqu’à l’évolution pessimiste (nucléaire 6, éolien terrestre 15, éolien en mer 10, solaire 28, hydraulique 6). Avec les technologies de 2050, le gaz garde 389 g/kWh, facteur d’un cycle combiné au gaz fossile : pour 2050, RTE ne donne qu’un facteur du gaz qui mêle fossile et biométhane. Deux sources, deux millésimes : l’éolien en mer vaut 17 g/kWh dans le Bilan électrique 2025, mais 14 en 2020 dans les Futurs énergétiques 2050. Le turbinage des STEP, auquel RTE attribue 6 g/kWh comme au reste de l’hydraulique, les batteries, les réseaux, les électrolyseurs et les centrales à hydrogène ne sont pas comptés : le périmètre est plus étroit que celui de RTE, qui chiffre les émissions de son système de 2050 réseau, batteries, électrolyseurs et bioénergies compris.
- Déchets nucléaires, selon l’hypothèse de cycle du combustible que RTE retient pour chaque scénario : retraitement poursuivi (parc 2025, N03) ou usines de La Hague arrêtées en 2040 (M23, M0) ; pour un mix modifié, un réglage visible, poursuite par défaut. Retraitement poursuivi : colis vitrifiés de haute activité au rythme estimé par RTE d’après les colis de La Hague déclarés à l’ANDRA depuis 2013, environ 180 colis pour 100 TWh, de 180 litres chacun (convention des stocks de l’ANDRA), soit 0,324 m³ par TWh [calcul], colis des EPR et SMR au taux du parc existant (RTE compte un gain de l’EPR sans le publier et assimile les SMR aux EPR, sans doute par excès) ; les combustibles MOX usés, non retraités, ne sont pas chiffrés. Arrêt : aucun colis vitrifié, et le combustible usé non retraité compté au combustible chargé selon RTE, 2,8 tML par TWh du parc historique et 2,2 par TWh neuf, taux de l’EPR appliqué aussi aux SMR, que RTE assimile aux EPR pour les déchets ; un ordre de grandeur.
- Emprise au sol : densités publiées par RTE, en ha par MW installé. Éolien terrestre 12,35 en 2019 et 8 à 18 en 2050, dont 0,15 artificialisé et 0,02 imperméabilisé ; solaire au sol 1 à 1,7 en 2019 et 1 à 2 en 2050, dont 0,09 et 0,002 ; solaire en toiture, dans la part réglée pour le coût, « une incidence nulle sur l’occupation des terres », sa surface n’étant pas chiffrée ; parc nucléaire historique environ 0,06, « totalement artificialisée et à 50 % imperméabilisée » ; réacteurs neufs 0,03 à 0,06, comptés entièrement artificialisés comme le parc existant, par convention ; gaz 0,06, la densité que RTE formule pour le nucléaire dans son paragraphe sur les sites nucléaires et thermiques, comptée elle aussi entièrement artificialisée, par convention. Le choix « technologies et coûts » fixe l’année des emprises ; artificialisation et imperméabilisation ne sont publiées que sans année. RTE ne publie ni la densité d’imperméabilisation du nucléaire neuf et du gaz, la figure 12.57 n’en traçant qu’un total, ni l’emprise de l’éolien en mer, de l’hydraulique, des STEP, des batteries et des centrales à hydrogène : elles sont nommées, jamais comptées zéro. Le réseau de transport existant est dans les trois totaux : 335 000 ha d’emprise, dont 99 % de co-usages, et 4 100 ha artificialisés en 2023 (Schéma décennal de RTE de 2025), environ 200 ha imperméabilisés en 2020 (Futurs énergétiques 2050) ; pour 2050, un plancher, l’adaptation du réseau n’étant pas reprise. Ni les sites nucléaires fermés ni le réseau de distribution ne sont comptés : les totaux peuvent tomber sous les bornes basses de RTE.
- Eau, en deux blocs qui ne s’additionnent jamais. Eau dissipée sur le cycle de vie, évaporée ou incorporée, selon la CEE-ONU (2021, Europe des 28 en 2020) : éolien terrestre 0,18 l/kWh, éolien en mer 0,156, solaire au sol 0,579 et en toiture 0,633, dans la part réglée pour le coût, barrage de 360 MW 0,0386 (la CEE-ONU modélise aussi un barrage de 660 MW à 0,37 l/kWh, tableau 13, et juge le 360 MW le plus représentatif), eau surtout de fabrication, donc comptée par GW installé au facteur de charge de l’étude (22,8 %, 36,2 %, 12,4 % et 35 %) [calcul] ; nucléaire 2,4 et gaz 1,2 (cycle combiné) par kWh produit. Le nucléaire y est un majorant prudent de la CEE-ONU, qui compte tout réacteur comme refroidi par tours (moyenne mondiale) ; cogénérations et turbines sont comptées au facteur d’un cycle combiné ; STEP, centrales à hydrogène et batteries ne sont pas chiffrées. Eau douce du nucléaire en exploitation, en France : pour le seul parc historique complet de 2025, volumes du CSFN (12,6 Md m³ prélevés par an en 2020-2021, 0,42 consommés en 2020) rapportés à la production nucléaire de RTE (335,6 TWh en 2020, 361 en 2021), soit 36,2 litres prélevés et de 1,25 à 1,50 litre consommé par kWh, la borne haute ajoutant l’évaporation forcée des circuits ouverts (0,8 % du volume rejeté, estimation de la vallée du Rhône rapportée par France Stratégie, appliquée à tous les circuits ouverts). Hors de ce parc, pour un parc historique réduit ou prolongé comme pour les réacteurs neufs, dont RTE ne publie ni le site ni le refroidissement : eau consommée de 0 à 2,4 l/kWh, eau prélevée non chiffrée, et aucun total prélevé qui n’en compterait qu’une partie. L’eau de mer n’est pas comptée ; RTE ne chiffre pas l’eau de ses scénarios.
- Matériaux : une génération de chaque installation, sur sa durée de vie, avec les intensités en cycle de vie publiées par RTE (t par MW installé, t par MWh de capacité pour les batteries) : technologies de 2020 (tableau 16) avec le choix 2025 ; de 2050 à 2020 (tableaux 19 et 16) avec le choix RTE 2050, chaque borne d’un total étant par convention un parc entier à l’un des deux millésimes. Éolien en mer posé et flottant, solaire au sol et en toiture, dans les parts réglées pour le coût (volumes construits de 2020 à 2050, RTE, tableau 11, pas le parc installé) ; gaz en cycle combiné ; hydraulique hors STEP. STEP à la colonne hydraulique et centrales à hydrogène aux colonnes turbine et cycle combiné, par déduction des volumes de RTE, que RTE n’écrit pas ; SMR à la colonne nucléaire, par convention ; électrolyseurs non chiffrés. Batteries : mix de chimies retenu par RTE (25 % de NMC, NCA, LFP et LTO), sans précision sur le surdimensionnement d’environ 20 % que RTE compte dans ses coûts ; le cobalt, le nickel et le manganèse affichés dépendent de ce mix : une batterie entièrement LFP n’en contient pas (AIE, 2021, p. 88). Réseau de transport existant sur une ligne à part, hors du total : des masses immobilisées en 2023, pas des intensités en cycle de vie. Renouvellement en régime permanent [calcul] : chaque millésime divisé par sa durée de vie (RTE, tableau 10 et tableaux de coûts ; 60 ans par convention pour le parc nucléaire historique), jamais additionné au stock ni comparé aux flux de construction que RTE publie. L’uranium et le zirconium sont des consommations annuelles : 19,85 t d’uranium naturel par TWh pour les réacteurs du parc actuel, tout le combustible compté comme de l’UNE (RTE) ; 17,3 t pour le parc historique, UNE seule, MOX et URE déduits (données d’EDF de 2010 à 2016) ; plage de l’un à l’autre, sauf avec les facteurs de charge nucléaires de RTE pour 2050, qui gardent ses facteurs seuls ; 15,6 t pour un EPR, sans déduction publiée, taux appliqué aux SMR faute d’intensité publiée ; zirconium 0,847 t par TWh. Composites de l’éolien terrestre (JRC) et plomb des panneaux (IRENA) complètent ce que RTE ne détaille pas ; RTE reste la seule source des terres rares.
- Batteries : elles ne produisent rien sur l’année, elles déplacent quelques heures d’énergie ; elles comptent dans la puissance pilotable, jamais dans la production. Toute batterie, du parc 2025, d’un scénario de RTE ou d’un mix modifié, est chiffrée au coût de RTE selon le choix « technologies et coûts » : 2025 (Bilan prévisionnel 2023, exploitation comprise) ou 2050 (Futurs énergétiques 2050, exploitation et surdimensionnement d’environ 20 % compris). Les coûts de RTE portent sur ses deux types de batteries, 4 h pour l’équilibrage et 1 h pour les réserves : toute batterie est donc répartie entre les deux par un calcul qui garde sa puissance et son énergie, soit, pour une énergie E et une puissance P, (E − P) ÷ 3 en batteries de 4 h et (4 × P − E) ÷ 3 en batteries d’1 h ; une batterie de 2 h, que ces coûts ne chiffrent pas, est ainsi comptée comme un tiers de 4 h et deux tiers d’1 h. Scénarios de RTE : l’énergie publiée (1 GWh pour N03, 44 GWh pour M23 et 94 GWh pour M0), en supposant des GWh utiles, ce qui n’est pas établi. Durées proposées pour tout mix : 1 h, 2 h et 4 h ; 2 h pour le parc 2025, la durée que RTE retient pour les batteries en service ; quand on règle les batteries d’un scénario de RTE, dont l’énergie publiée s’efface, la durée proposée la plus proche de son énergie par GW (2 h pour N03, 4 h pour M23 et 4 h pour M0). Hors ce cas, régler les GW ou changer de jeu ne change jamais la durée choisie. Repère de contrôle, qui n’entre dans aucun calcul : 177 $/kWh (BNEF, Europe, 2025), soit environ 156,6 €/kWh au taux moyen 2025 de la BCE ; prix clé en main, moyenne européenne non ventilée par durée, hors ingénierie-construction et raccordement selon la définition de BNEF de 2024, sans exploitation ni surdimensionnement. La puissance pilotable est une puissance installée, pas la puissance disponible à la pointe.
- Puissance pilotable : nucléaire, hydraulique hors STEP, STEP, gaz, centrales à hydrogène et batteries, en puissance installée, pas disponible. Face à la consommation de 2025, elle se compare à la pointe de 88 GW de janvier 2025. Pour 2050, RTE retient la pointe de la consommation résiduelle, qui retire déjà l’hydraulique au fil de l’eau : aucun écart n’est chiffré à ce repère. Moyens installés non représentés, affichés à part et jamais additionnés : fioul, charbon, thermique renouvelable et déchets en 2025 ; bioénergies, déchets et méthane dans les scénarios de 2050. Ni la flexibilité de la demande ni les interconnexions ne sont représentées.
- Coût par MWh consommé : le coût est rapporté à la consommation, comme le fait la CRE. Quand la production modélisée ne couvre pas la consommation, il n’est pas chiffré : l’énergie manquante n’a pas de prix sourcé, et le coût affiché est hors énergie manquante. Rejoués avec les facteurs et les coûts de 2025, certains scénarios de RTE produisent moins que leur consommation : déficit de 45 TWh pour N03 et déficit de 10 TWh pour M23 ; M0 couvre la sienne.
Sources
- RTE, Bilan électrique 2025 : production (parc installé, production et facteur de charge par filière ; facteurs de charge publiés de 21,4 % pour l’éolien terrestre, p. 35, de 38,8 % pour les seuls parcs éoliens en mer commerciaux mis en service avant le 1er janvier 2025, ceux de Saint-Nazaire, Fécamp et Saint-Brieuc, le site d’essai SEM-REV exclu, p. 37, notes 15 et 16, et de 13,6 % pour le solaire, p. 40, sous la moyenne décennale de 14,4 % malgré un ensoleillement légèrement excédentaire, la modulation de la production solaire, de l’ordre de 1,6 TWh, ayant retiré environ 0,8 point, p. 40-41) ; production totale de 547,5 TWh en 2025, dont 27 % d’origine renouvelable (figure 2.1, p. 21), la production à partir de déchets ménagers y étant « considérée renouvelable à 50 % » et la production hydraulique « retranchée de 70 % de la consommation de pompage des STEP » (note de la figure 2.1) ; parc de fin 2025 « en incluant Flamanville 3 actuellement en cours de mise en service », dont la « mise en service progressive s’est poursuivie au cours de l’année 2025 et début 2026 » (p. 23, figure 2.3) ; modulation du parc nucléaire « de l’ordre d’une trentaine de TWh en 2025 » (p. 31) ; filière gaz : 16,4 TWh en 2025, dont « environ 7 TWh » que « l’on peut assimiler à de la production indépendante du fonctionnement du système électrique », celle « des cogénérations et d’autres moyens thermiques », le reste étant « essentiellement couvert par les CCG » (p. 48)
- RTE, Bilan électrique 2025 : émissions ; 15,7 Mt CO₂e attribuables à la production d’électricité en cycle de vie et une intensité de 29,0 g CO₂e/kWh, toute la production comprise, les fossiles faisant 63 % des émissions (p. 105-106) ; filière gaz : 6,7 Mt CO₂e d’émissions directes, dont 3,2 Mt « associées à des moyens de production assimilables à des cogénérations » (p. 102) ; barre 2025 de la figure 5.8 (p. 106), lecture géométrique : gaz 7,80 Mt, nucléaire 2,60, éolien, solaire et hydraulique 2,58 ; annexe « Hypothèses concernant les facteurs d’émissions », p. 145, en g CO₂e/kWh en cycle de vie : nucléaire 7, éolien terrestre 16, éolien en mer 17, photovoltaïque 43, hydraulique 6 (fil de l’eau, réservoirs et STEP) ; en direct puis en cycle de vie : cycles combinés au gaz 331 et 389, turbines à combustion 497 et 583, cogénérations 461 et 540, gaz indéterminé 435 et 471, déchets industriels et ménagers non renouvelables 988 et 0
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, chapitre 12 : facteurs d’émission en cycle de vie en 2020, en 2050 en évolution pessimiste et en 2050 en évolution tendancielle, hypothèse de référence (p. 641) : photovoltaïque 43, 28 et 14, éolien terrestre 16, 15 et 13, éolien en mer 14, 10 et 7, hydraulique 6, 6 et 6, nucléaire 7, 6 et 6 g CO₂e/kWh (figure 12.11, p. 640, et tableau 15 des annexes, p. 958, dont le seul facteur du gaz pour 2050 mêle gaz fossile et biométhane) ; émissions du système électrique en 2050 de 10,9 Mt dans M0, 8,9 dans M23 et 6,8 dans N03 en évolution tendancielle, 15, 12 et 9 Mt en évolution pessimiste, réseau, batteries, électrolyseurs et bioénergies compris (figure 12.12, p. 641)
- RTE, Bilan électrique 2025 : consommation (446,1 TWh brute, pertes incluses, pompage exclu)
- RTE, Futurs énergétiques 2050 : scénarios M0, M23 et N03 et trajectoire de référence (645 TWh en 2050, dont 50 TWh pour la production d’hydrogène et 60,7 TWh pour la branche énergie, pertes réseau comprises ; annexes, p. 880)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, chapitre 4, § 4.3.8 : facteur de charge annuel moyen d’environ 23 % pour l’éolien terrestre, d’environ 13 à 14 % pour le photovoltaïque selon les scénarios, de l’ordre de 41 % pour l’éolien en mer, entre 37,3 et 46,2 % selon les années météorologiques (p. 188) ; sur les dix années précédentes, 13,1 à 15,5 % pour le photovoltaïque et 21,9 à 26,6 % pour l’éolien terrestre (p. 185)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, chapitre 5, bilans énergétiques annuels en 2050 (capacités installées et production) : éolien terrestre, éolien en mer et photovoltaïque à 74 GW et 149 TWh, 62 GW et 224 TWh, 208 GW et 255 TWh dans M0 (p. 206) ; 72 et 145, 60 et 215, 125 et 153 dans M23 (p. 208) ; 43 et 87, 22 et 78, 70 et 86 dans N03 (p. 211) ; nucléaire existant et nouveau nucléaire à 24 GW et 149 TWh, 27 GW et 189 TWh dans N03 (p. 211) ; nucléaire existant à 16 GW et 91 TWh dans M23 (p. 208)
- CRE, Évaluation des coûts complets de production de l’électricité au moyen des centrales électronucléaires historiques pour la période 2026-2028, septembre 2025 : 60,3 €2026/MWh (p. 11), dont 8,1 €2026/MWh de combustible (p. 18), rapportés à une production de 361,8 TWh par an, Flamanville 3 compris (figure 32) ; « la majorité des coûts du parc nucléaire étant fixe et indépendante du niveau de production », seul le combustible varie (p. 61) ; parc de 61,6 GW (p. 67) et Flamanville 3 de 1 620 MW (p. 15) ; rémunération du capital calculée avec un coût moyen pondéré du capital de 9,1 % nominal avant impôts (p. 11 et 21)
- Commission européenne, aide d’État au programme de six EPR2, lettre d’ouverture de la procédure formelle d’examen publiée au Journal officiel C/2026/2619 du 7 mai 2026 : prix d’exercice diminué des revenus estimés (valeur de forme, mécanisme de capacité, garanties d’origine), estimé à titre initial à 85 à 115 €2024/MWh et publié sous la forme d’un intervalle (considérant 149), soit le prix cible, évalué à titre indicatif à 90 à 120 €2024/MWh (considérant 148), moins 3 à 7 €2024/MWh de valeur de forme et de revenus estimés de capacité et de garanties d’origine (considérant 149), pour un volume de référence estimé à titre indicatif à 66,7 TWh par an en moyenne de 2044 à 2098 (considérant 151) ; prix cible fixé pour un rendement actionnaire cible après impôts de 6,5 à 8,5 %, au bas de la fourchette du coût des fonds propres (considérants 87 et 148), qui n’est pas un coût moyen pondéré du capital ; prix cible, rendement actionnaire cible et revenus estimés sont, comme le prix d’exercice, des valeurs confidentielles, publiées sous forme d’intervalles ; six EPR2, 9 990 MW (considérant 32) ; contrat de 40 ans pour des réacteurs conçus pour 60 ans ; il ne couvre ni les SMR ni les EPR2 au-delà des six
- CRE, délibération n° 2026-129 du 24 juin 2026, appel d’offres « PPE2 Éolien terrestre », 11e période, close le 21 mai 2026 : prix moyen pondéré de 77,08 €/MWh des dossiers que la CRE propose de retenir (p. 3), contre 86,62 €/MWh à la période précédente (p. 11) ; tarif en euros courants à l’attribution, indexé à hauteur de 30 % seulement à partir de la mise en service, soit 66 €2026/MWh en moyenne sur la durée du contrat (p. 7, note 12) ; 535 des 808 MW que la CRE propose de retenir sont des projets en repowering, qui remplacent un parc existant (p. 5, tableau 1, et p. 8), les offres déposées ressortant à 76,84 €/MWh en repowering contre 85,26 €/MWh hors repowering, résultats « fortement influencés par les offres de deux acteurs » (p. 5) ; revenus de capacité, que la CRE estime à 2 à 3 €/MWh, retranchés du complément de rémunération à partir de cette période (p. 3)
- Ministère de l’Économie, lauréat de l’appel d’offres éolien en mer Centre Manche 2, septembre 2025 (66 €/MWh, raccordement non compris)
- CRE, délibération n° 2025-257 du 18 novembre 2025, appel d’offres « PPE2 technologiquement neutre », 4e période, close le 10 octobre 2025 : prix moyen pondéré de 74,13 €/MWh des 36 dossiers que la CRE propose de retenir, tous photovoltaïques au sol, contre 79,48 €/MWh à la 8e période de l’appel d’offres « PPE2 PV Sol », close le 13 juin 2025 (p. 3) ; valeur reprise sous l’intitulé « AO PV Sol » dans les annexes, datées du 8 juillet 2026, de l’étude de la CRE « Économie du système électrique français hexagonal », publiée le 9 septembre 2026 (figure 2, p. 4)
- CRE, délibération n° 2026-120 du 11 juin 2026, appel d’offres « Centrales sur bâtiments, serres agrivoltaïques, ombrières et ombrières agrivoltaïques de puissance supérieure à 500 kWc » (« AO PPE2 PV Bâtiment »), 12e période : prix moyen pondéré de 82,98 €/MWh des 326 dossiers que la CRE propose de retenir (p. 3-4), dont 227 sur bâtiments (p. 5)
- CRE, Économie du système électrique français hexagonal, étude publiée le 9 septembre 2026 : coûts complets 2025 de 55,9 Md€, dont 40 de production et 15,9 de réseaux (125,4 €/MWh consommé, dont 35,7 pour les réseaux) ; production de 21,5 Md€ pour le nucléaire, 12,6 pour les énergies renouvelables et 5,9 pour l’hydraulique et le thermique (figure 9, p. 19) ; annexes, datées du 8 juillet 2026, § 1.1 : énergies renouvelables au « produit des volumes et des tarifs propres à chaque contrat, pour l’obligation d’achat et le complément de rémunération », volumes non soutenus valorisés « aux tarifs de complément de rémunération des dernières périodes » (p. 3-4) ; hydraulique et thermique en coûts « cohérents sur l’ensemble du parc thermique », « y compris pour le parc thermique soutenu » (p. 3) ; coûts de réseau aux charges de capital supportées selon « la méthode et les paramètres de rémunération définis par la CRE » (p. 4)
- CRE, délibération n° 2026-22 du 20 février 2026 sur le schéma décennal de RTE : environ 100 Md€ d’investissements dans le réseau de transport de 2025 à 2039
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, chapitre 11, p. 558 : coûts de l’hydraulique « fixées à 50 €/MWh », les STEP neuves étant chiffrées à part ; Bilan prévisionnel 2023, chapitre 9 : environ 50 €/MWh pour les grandes installations
- RTE, Bilan prévisionnel 2023, chapitre 9, tableau 9.2 (p. 86), « coûts unitaires des technologies de production existantes » : amortissement et coûts fixes d’un cycle combiné au gaz existant, 110 €2022/kW par an, dans un cadre de coûts au coût moyen pondéré du capital réel avant impôts de 6 % (p. 9), le tableau n’imprimant pas de taux ligne par ligne
- RTE, Futurs énergétiques 2050 (2022) : raccordement de l’éolien en mer compté dans le réseau de transport, pas dans la production, qu’il rehausserait « d’environ 15 €/MWh » (chapitre 11, p. 564) ; même schéma pour les parcs posés et flottants, sans provision pour risque (chapitre 10, p. 422-423)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022 : coût complet annualisé des réseaux de transport et de distribution en 2060, 28,96 Md€ par an dans M0, 28,87 dans M1, 27,88 dans M23, 25,59 dans N1, 24,05 dans N2 et 22,82 dans N03, dont raccordement de l’éolien en mer 2,48, 2,22, 2,18, 1,67, 1,22 et 0,98 (chapitre 11, figure 11.32, p. 596, lecture géométrique) ; capacités 2060 d’éolien terrestre de 76, 71, 84, 66, 53 et 43 GW, de photovoltaïque de 220, 262, 150, 139, 93 et 70 GW, d’éolien en mer de 62, 56,5, 76, 53, 37 et 25 GW et d’énergies marines de 4, 1, 4, 0, 0 et 0 GW (annexes, p. 898 à 903) ; raccordement offshore de 48, 41, 57, 38, 27 et 18 Md€ cumulés de 2020 à 2060 (annexes, p. 932) ; annuité à « un taux réel de 4 % par an sur 40 ans » (chapitre 10, p. 438)
- RTE, Schéma décennal de développement du réseau, édition 2025, fiche 6 : raccordement de l’éolien en mer « chiffré à 37 Md€2024 pour 22 GW mis en service en 2040 », partie terrestre et provisions pour risque comprises, soit 1,68 M€2024 par MW [calcul] (p. 72) ; cible de 2,2 M€ par MW pour les raccordements de la PPE 2, poste en mer compris (p. 78). Affiché en sensibilité, jamais ajouté au total : euros de 2024, provisions pour risque comprises, et un rapport « près de trois fois » les Futurs énergétiques 2050 qui est un plafond, le programme valant 1,7 à 1,95 M€ par MW (constat contesté)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, chapitre 11 : « une hypothèse de coût du capital de 4 % uniforme pour toutes les technologies », taux « exprimés ici en valeur réelle (hors inflation) et hors impôts sur les sociétés » (p. 539 et note 6), soit un coût réel après impôts sur les sociétés ; durée de vie des batteries de 15 ans (p. 568). Le Bilan prévisionnel 2023 retient un coût moyen pondéré du capital réel avant impôts de 6 %, qui correspond selon RTE au coût réel après impôts de 4 % des Futurs énergétiques 2050 (chapitre 9, p. 9). Le simulateur l’applique aux installations neuves ; le coût du parc nucléaire historique est celui de la CRE, calculé à 9,1 % nominal avant impôts, et les coûts fixes du gaz ceux d’un cycle combiné existant du Bilan prévisionnel 2023.
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, chapitre 11 : coût complet annualisé du système électrique de chaque scénario prolongé jusqu’en 2060 (production, flexibilités et réseaux, exportations comptées en recettes), en euros constants, au coût du capital de 4 % réel après impôts sur les sociétés : 59 Md€ par an pour N03, 71 pour M23 et 77 pour M0 (figure 11.37, p. 603) ; coût d’utilisation du système cette année-là, les moyens construits plus tôt y figurant à un coût plus élevé que des installations neuves (p. 537) ; le parc de 2060 diffère du parc 2050 affiché
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, chapitre 11, lectures géométriques : production 2060 par filière (figure 11.30, p. 593), moyens d’équilibrage (figure 11.31, p. 594), réseaux (figure 11.32, p. 596), six postes et exportations (figure 11.33, p. 597), totaux de 2020 à 2060 (figure 11.34, p. 599, à 0,5 Md€ près en 2050 selon l’étalonnage) ; nucléaire existant compté à ses coûts de poursuite d’exploitation, la rémunération de ses investissements passés n’étant « pas comptabilisée dans les coûts de prolongation » (p. 546 et note 13) ; parts d’énergies renouvelables et de réseaux de l’électrolyse « pas comptabilisés dans le poste « production » ou le poste « réseau » », mais dans le thermique décarboné (p. 594-595) ; importations valorisées au coût marginal vu de France, exportations comptées en recettes (p. 574) ; coût du capital de 4 % réel, euros constants (p. 539, note 6)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, annexes, bilans énergétiques 2050 (p. 898, 900 et 903) et note (1), p. 916 : au-delà des 645 TWh consommés, la demande totale comprend le solde exportateur (12,7 TWh dans M0, 17,2 dans M23, 14,8 dans N03), le pompage des STEP (21,3, 19,4 et 15,7), le soutirage des batteries (30,6, 13,1 et 0) et du vehicle-to-grid (2,0, 2,0 et 1,9), le power-to-gas pour le système électrique (42,2, 24,1 et 0) et l’énergie écrêtée (19,5, 5,5 et 0), la production étant comptée avant écrêtement ; restitutions : turbinage des STEP 17,0, 15,5 et 12,5 TWh, batteries 27,5, 11,8 et 0, vehicle-to-grid 1,9, 1,9 et 1,8, centrales à hydrogène 16,0, 8,9 et 0 ; production non représentée ici : bioénergies 9,8 TWh (1,9 GW) et déchets non renouvelables 1,8 TWh (0,5 GW) partout, énergies marines 8,7 TWh (3,0 GW) et méthane 0,5 TWh (0,5 GW) dans M0 et M23 ; chapitre 5, p. 202 : les mix couvrent les pertes des moyens de stockage et gardent une légère marge exportatrice
- RTE, Bilan électrique 2025, p. 23, figure 2.3 : parc installé fin 2025 de 3,0 GW de fioul, 1,8 GW de charbon, 2,3 GW de thermique renouvelable et déchets et 0,1 GW d’autres moyens, que le simulateur ne représente pas
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022 : « l’indicateur représentatif de la production à couvrir par les moyens pilotables est désormais la pointe à une chance sur dix de la consommation résiduelle après application des flexibilités », entre 82 et 88 GW selon les scénarios (chapitre 3, p. 143-144), la consommation résiduelle retirant le photovoltaïque, l’éolien et les autres productions fatales, hydraulique comprise (figure 3.43) ; dimensionnement sur un volume moyen d’énergie non distribuée « de l’ordre de 10 GWh » (chapitre 7, p. 290-291) ; importations de 39,2 GW (chapitre 7, figure 7.37, p. 339) ; fil de l’eau de 12,2 GW en 2050 (chapitre 4, figure 4.13, p. 172), « qui n’est pas flexible » (chapitre 7, figure 7.51, note 36, p. 362)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, chapitre 10 : les scénarios de relance du nucléaire « nécessitent un effort moindre en matière de réseau » ; adaptation du réseau de distribution d’environ 2 Md€ par an pour N03 à 4 Md€ pour M0
- Commission européenne, Quarterly Report on European Gas Markets, 4e trimestre 2025 : prix de gros moyen du gaz en 2025 de 36 €/MWh, calculé sur les prix TTF du jour d’avance (p. 22, note 11), par MWh en pouvoir calorifique supérieur (PCS), l’unité d’énergie des gestionnaires de réseaux de transport de l’Union (règlement (UE) 2015/703, article 13, § 1 et § 2 (e) : « energy: kWh (based on GCV) »), le rapport ne précisant pas la base ; soit 40 €/MWh en PCI [calcul] au coefficient conventionnel de 0,9 kWh PCI par kWh PCS de la DGEC (note de calcul du décret P5, tableau 3, p. 3)
- Commission européenne, Quarterly Report on European Electricity Markets, 4e trimestre 2025, note de la figure 19 (p. 15) : cycle combiné au gaz à 55 % de rendement et 0,37 tCO₂e/MWh, base non précisée ; un rendement sur pouvoir calorifique inférieur (PCI) [calcul] : 56 100 kg de CO₂ par TJ « on a Net Calorific Basis » (GIEC 2006, volume 2, chapitre 2, tableau 2.2, p. 2.16), soit 0,202 t par MWh PCI et 0,367 t par MWh électrique à 55 %, quand la base PCS donnerait 0,33 ; RTE donne lui aussi le rendement des cycles combinés en PCI, « ~55-60 % » (Futurs énergétiques 2050, chapitre 11, p. 573)
- EEX, enchères primaires de quotas carbone 2025 : 73,43 €/t en moyenne pondérée des 213 enchères de l’année [calcul]
- Banque centrale européenne, taux de change de référence : 1,12998 dollar pour un euro en moyenne sur 2025
- ANDRA, Inventaire national, fiche « Colis de déchets vitrifiés CSD-V (Orano/La Hague) », part française : colis de 180 litres ; stocks de 3 567 m³ fin 2021 et de 3 956 m³ fin 2024, hausses annuelles du stock de 96, 129 puis 164 m³ (archives de la page, réserve du constat contesté HA-VOLUMES-ANDRA) ; prévisions de 4 863 m³ fin 2030 et de 5 847 m³ fin 2040
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, chapitre 12, pages du fichier de février puis de celui de juin 2022 : « ~180 colis » de déchets HA pour 100 TWh (figure 12.66, « estimation en ordre de grandeur », p. 727 ; p. 751), d’après la production de colis de La Hague déclarée à l’ANDRA depuis 2013 (p. 725 ; p. 749) ; retraitement supposé perdurer dans les scénarios N, usines de La Hague arrêtées en 2040 dans les scénarios M, où « la production de déchets HA et MA-VL issus du retraitement prend fin » (§ 12.5.2.3, p. 724-725 ; p. 748-749) ; gain des EPR sur les déchets par TWh pris en compte sans être publié, SMR « assimilés à des EPR » (p. 724 ; p. 748) ; combustible retraité : « 4 % d’actinides mineurs et produits de fission » (§ 12.5.1, p. 719 ; p. 743). Réserves des constats contestés HA-PAR-TWH-RTE et HA-VOLUMES-ANDRA : 0,41 m³/TWh sur les colis déclarés de 2013 à 2016, et une vitrification qui suit le retraitement de La Hague, pas la production de l’année
- HCTISN, Présentation du « cycle du combustible » français en 2018 : environ 1 080 t de combustible UNE et 120 t de MOX chargées par an « pour une production d’électricité de l’ordre de 420 TWh », des ordres de grandeur (p. 19 et 22) ; 815 colis CSD-V, soit 147 m³, par an (p. 7 et 22-23) ; déchets ultimes de 43,2 t, « 4 % de la quantité de combustibles UNE traités », destinés à Cigéo (p. 6-7 et 22) ; données d’EDF de 2010 à 2016 (annexe 3, p. 81-82) : 2 855 TWh et 7 990 tML chargées, dont 6 986 d’UNE, 227 d’URE et 777 de MOX ; de 2014 à 2016, 3 057 tML d’UNE pour 1 217 TWh (réserve du constat contesté URANIUM-HCTISN-REEL : les 17,3 t/TWh de 2010-2016 déduisent aussi l’URE chargée de 2010 à 2013)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, chapitre 12, § 12.3.7.1 (p. 689 ; p. 713 en juin 2022) : dans N03, « la consommation cumulée d’uranium naturel atteint près de 200 kt sur la période 2020-2060 (5 kilotonnes par an), sous l’hypothèse d’une poursuite de la stratégie de mono-recyclage » ; un cumul à retenir tel quel, dont aucun t/TWh ne se tire (constat contesté URANIUM-FIG1244-2050)
- JRC (Commission européenne), Material requirements for wind turbines, JRC139701, tableau 1 (fondations comprises)
- IRENA, End-of-life management for a circular economy : solar PV panels, juillet 2026 (environ 50 g de plomb par kW)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet, chapitre 12, § 12.4, pages du fichier de février 2022 puis de celui de juin 2022 : éolien terrestre 12,35 ha/MW en 2019 et 8 à 18 ha/MW en 2050 (figure 12.50), dont 0,15 artificialisé et 0,02 imperméabilisé, « de l’ordre de 0,2 hectare pour un parc éolien de 10 MW » (p. 701 ; p. 725), la figure 12.50 portant 0,002 dans le fichier de février (p. 700) et 0,02 dans celui de juin (p. 724) ; photovoltaïque au sol 1 à 1,7 ha/MW en 2019 et 1 à 2 ha/MW en 2050, dont 0,09 artificialisé et 0,002 imperméabilisé (figure 12.52, p. 703 ; p. 727 ; § 12.4.4.2, p. 716 ; p. 740) ; photovoltaïque en toiture : « une incidence nulle sur l’occupation des terres » (§ 12.4.2.3, p. 704 ; p. 728), sa surface totale tracée sans densité (figure 12.59, réserve du constat contesté E4) ; nucléaire existant environ 0,06 ha/MW, « totalement artificialisée et à 50 % imperméabilisée », nouveaux réacteurs 0,03 à 0,06 ha/MW (§ 12.4.2.4, p. 704-705 ; p. 728-729) ; éolien en mer et hydraulique renvoyés à des « prolongements ultérieurs » (§ 12.4.1.2, p. 699 ; p. 723) ; réseau de transport en 2020 : environ 200 ha imperméabilisés (§ 12.4.2.5, p. 706 ; p. 730 ; réserve du constat contesté E5 : les lignes souterraines ont une surface totale non nulle) ; figure 12.57 (p. 711 ; p. 735), lecture géométrique, en milliers d’hectares, réseau de transport, sites nucléaires fermés, thermique et nouveau nucléaire compris : artificialisés 11,57 en 2019 (12,10 avec la bande ajoutée en juin 2022), de 17,9 à 26,3 dans N03, de 23,2 à 38,4 dans M23 et de 26,8 à 45,3 dans M0 (totaux du constat contesté E9, confirmés par ses deux sceptiques) ; imperméabilisés 3,02 en 2019, 4,15 dans N03, 4,58 dans M23 et 4,76 dans M0, dont nouveau nucléaire 0,48 dans N03 et centrales thermiques environ 0,05 en 2019 et 0,21 dans M0 ; surface des parcs photovoltaïques au sol en 2050 de 156 à 250 dans M0, de 83 à 166 dans M23 et de 42 à 84 dans N03 (figure 12.61, p. 716 ; p. 740, lecture d’un sceptique du constat rejeté E12) ; environ 12 000 ha artificialisés pour le système électrique hors réseau de distribution
- Comité stratégique de la filière nucléaire, Plan de sobriété hydrique de la filière nucléaire, 2024, p. 9 : 12,6 Md m³ d’eau douce prélevés par an en moyenne en 2020-2021, après la fermeture de Fessenheim (15,4 en moyenne 2012-2019), 0,42 Md m³ consommés en 2020 (0,47 en moyenne 2012-2021) ; par réacteur et par an, 1 520 Mm³ prélevés sans consommation en circuit ouvert, 70 Mm³ prélevés dont 16,5 consommés en circuit fermé ; les centrales en circuit ouvert restituent 100 % de l’eau douce prélevée
- RTE, Bilan électrique 2020 : production totale de 500,1 TWh, dont 67,1 % de nucléaire
- RTE, Bilan électrique 2021 : production nucléaire de 361 TWh (69 % de l’ensemble)
- France Stratégie, Prélèvements et consommations d’eau : quels enjeux et usages ?, note d’analyse n° 136, avril 2024, p. 14, tableau 5, moyennes à écarts importants d’un réacteur à l’autre : nucléaire en circuit ouvert 233 m³/MWh prélevés et 1,9 consommés, en circuit fermé 11 et 2,4 ; évaporation forcée des circuits ouverts « estimée dans la vallée du Rhône à 0,8 % du volume rejeté », un effet « négligé dans les statistiques officielles » ; l’eau turbinée par l’hydraulique n’est pas comptée comme un prélèvement
- Cour des comptes, L’adaptation au changement climatique du parc des réacteurs nucléaires, mars 2023, tableau 4 (p. 34, données EDF) : refroidissement en circuit ouvert, « prélèvement de 150 à 230 m³/MWh », « pas de consommation directe » ; en circuit fermé, « prélèvement de 5 à 20 m³/MWh », « consommation par évaporation de 2 à 2,5 m³/MWh » ; circuits ouverts de 14 réacteurs en bord de mer et 12 en bord de fleuve, 30 réacteurs en circuit fermé (p. 14)
- SDES, Les prélèvements d’eau douce par usage en France en 2023 : 13,1 Md m³ d’eau douce prélevés pour la production d’électricité, les volumes d’eau de mer ou d’eau saumâtre des sites du littoral n’étant « pas comptés » ; 84 % de ces prélèvements sur trois sites en circuit ouvert, Tricastin, Saint-Alban et Bugey
- Secrétariat général à la planification écologique, Enjeux de planification écologique dans le secteur de l’eau, juillet 2025, source secondaire citant France Stratégie (2025) : baisse des prélèvements « en lien avec la fin de vie des centrales à circuit ouvert, qui prélèvent 20 fois plus d’eau que les circuits fermés » ; « seuls 4 EPR sur les 14 nouveaux annoncés sont placés en bord de rivière dans ce scénario » (p. 16), scénario que le document ne nomme pas
- CEE-ONU, Life Cycle Assessment of Electricity Generation Options, 2021 : eau dissipée en cycle de vie, région Europe (EU28) en 2020 ; tableau 13 (p. 74) : éolien terrestre 0,18 l/kWh, photovoltaïque poly-Si en toiture 0,63, nucléaire 2,4, cycle combiné au gaz sans captage 1,2 (le 1,0 m³/MWh du § 4.6, p. 54, est une moyenne des régions) ; éolien en mer 0,156 (figure 13), photovoltaïque poly-Si au sol 0,579 et en toiture 0,633 (figures 22 et 23, lues par les sceptiques du constat rejeté EAU-02), barrage de 360 MW, « the most representative » (§ 4.1.1, p. 48), 0,0386 (figure 32), le tableau 13 modélisant aussi un barrage de 660 MW à 0,37 l/kWh ; facteurs de charge de l’étude : éolien terrestre 22,8 % et en mer 36,2 % (tableau 7, p. 25), photovoltaïque 12,4 % (tableau 8, p. 33), réservoir 35 % (tableau 10, p. 41) ; nucléaire : moyenne mondiale sauf l’aval (légende de la figure 44, p. 54), avec 2,3 l/kWh d’exploitation retenus comme hypothèse « conservative » qui compte tout réacteur comme refroidi par tours, alors que les centrales en bord de mer ne dissipent rien (annexe 7.3.5, p. 90 ; nuances des sceptiques des constats rejetés EAU-05 et EAU-10) ; turbines à combustion exclues de l’étude (p. 22)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, annexes : intensités matières en cycle de vie, en t/MW et en t/MWh de capacité pour les batteries, technologies de 2020 (tableau 16, p. 959) et horizon 2050 (tableau 19, p. 962 ; tableaux 17 et 18, p. 960-961) ; colonnes nucléaire, photovoltaïque au sol et en toiture, éolien terrestre, éolien en mer posé et flottant, hydraulique, bioénergie, turbine à combustion, cycle combiné et batteries stationnaires, sans colonne pour le réseau, les STEP, les SMR, les électrolyseurs ni les centrales à hydrogène ; « les intensités matières évoluent dans le temps au fil de l’amélioration supposée des performances technologiques » (p. 951) ; batteries stationnaires en 2020 : graphite 0,35, manganèse 0,11 et argent 0,001 t/MWh, pour un mix de chimies à 25 % NMC, NCA, LFP et LTO (p. 951), sans précision sur le surdimensionnement d’environ 20 % que RTE compte dans ses coûts (chapitre 11, p. 568) ; photovoltaïque au sol en 2020 : graphite 0,64 et argent 0,03 t/MW ; nucléaire : uranium 19,85 t/TWh pour les REP et 15,6 pour un EPR, zirconium 0,847 t/TWh (tableau 16) ; « Déchets radioactifs, métriques utilisées et sources » (p. 965-966) : 2,8 tML de combustible par TWh pour le parc actuel (source HCTISN) et 2,2 pour les EPR, 7,09 t d’uranium naturel pour 1 tML d’UNE (« PNGMDR, chiffre à fin 2019 »), 0,19 m³ occupé par un CSD-V
- AIE, The Role of Critical Minerals in Clean Energy Transitions, mai 2021, version révisée de mars 2022, p. 88 : « Lithium iron phosphate (LFP) batteries do not require nickel, cobalt or manganese, but need about 50% more copper than NMC batteries » (partie sur les batteries des véhicules électriques ; un fait de chimie)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, annexes : durées de vie du modèle en cycle de vie qui produit les intensités matières, hypothèses médianes (tableau 10, p. 952-953), en 2019 puis en 2050 : photovoltaïque 25 et 30 ans, éolien terrestre 25 et 30, éolien en mer 20 et 40 ; centrales au gaz, au biométhane et à l’hydrogène 30 ans ; durées des tableaux de coûts : hydraulique hors STEP 70 ans (tableau 2, p. 937), EPR2 60 ans (tableau 3, p. 938), STEP 50 ans et batteries 15 ans (tableau 7, p. 939)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, chapitre 12, figures 12.40 à 12.42 (p. 683-685 ; p. 707-709 en juin 2022), lecture géométrique (constat contesté C8) : consommations annuelles moyennes de 2020 à 2050 pour le système électrique, en kt par an, cuivre 69 dans M0, 56 dans M23 et 33 dans N03 ; aluminium 149, 100 et 62 ; béton 4 746, 4 463 et 3 071 ; acier 1 717, 1 595 et 966 ; « flexibilité et réseau de transport compris » selon la légende du cuivre et de l’aluminium, périmètre non précisé par le titre pour le béton et l’acier ; renouvellement des turbines, cycles combinés, bioénergies et batteries non compté (annexes, tableau 11, note 20). Des flux de construction, qui ne se comparent pas au stock d’une génération
- RTE, Schéma décennal de développement du réseau, édition 2025, fiche 14 : réseau de transport d’une emprise d’environ 335 000 ha, dont 4 100 ha de sols artificialisés, principalement pour les postes électriques (p. 144 ; figure 14.1, p. 145, chiffres 2023 ; emprise « dont 99 % de co-usages », nuance d’un sceptique du constat E6) ; matériaux du patrimoine : 0,1 Mt de cuivre, 0,6 Mt d’aluminium, 3 Mt d’aciers et 17 Mt de béton (figure 14.1) ; consommations annuelles moyennes de 4 kt de cuivre, 6 d’aluminium, 15 d’aciers et 140 de béton pour le réseau actuel, et de 13, 20, 80 et 400 kt pour la stratégie du schéma à l’horizon 2040 (figure 14.3, p. 150)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, chapitre 12 : l’évaluation des ressources minérales couvre l’adaptation du réseau de transport, sans intensité ni tonnage propre (§ 12.3.2.1, p. 662, et figure 12.30, p. 663 ; p. 686-687 en juin 2022) ; le volet environnemental s’organise en axes chiffrés (émissions, ressources minérales, sols, matières et déchets radioactifs, pollution de l’air), sans intensité d’eau pour les scénarios (§ 12.1.2, p. 627 ; p. 651 en juin 2022), le chapitre 8 ne traitant l’eau que comme une contrainte de refroidissement (nuance des sceptiques du constat EAU-13)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, annexes, bilans énergétiques des scénarios : batteries stationnaires de 0,5 GW dans N03, 12,7 GW dans M23 et 25,6 GW dans M0 en 2050 (p. 903, 900 et 898) ; batteries de 4 h pour l’équilibrage et de 1 h pour les réserves (p. 951) ; flexibilités de la demande hors vehicle-to-grid de 13 GW dans N03 et de 15 GW dans M23 et M0, vehicle-to-grid 1,7 GW (1,1 million de véhicules, soit 3 % du parc total de véhicules électriques), interconnexions 39 GW (chapitre 5, p. 206, 208 et 211)
- RTE, Bilan électrique 2025 : consommation (pointe de 88 GW le 14 janvier 2025 à 9 h)
- BNEF, Energy Storage Systems Cost Survey 2025, décembre 2025 : 177 $/kWh en Europe, moyenne non ventilée par durée ; prix « turnkey » hors ingénierie-construction et raccordement selon la définition de BNEF (2024, rapportée par energy-storage.news le 5 février 2025), sans exploitation ni surdimensionnement
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022 : batteries stationnaires neuves en 2050, 4 h à 740 €/kW et 30 €/kW par an, 1 h à 315 €/kW et 11 €/kW par an, 15 ans (annexes, tableau 7, p. 939) ; coûts en €/kWh utile, surdimensionnement initial d’environ 20 % compris (chapitre 11, figure 11.14 et p. 567-568) ; énergie stockée en 2050 de 94 GWh dans M0, 44 dans M23 et 1 dans N03 (chapitre 12, figure 12.33, p. 670, lecture géométrique ; p. 694 de l’édition de juin 2022)
- RTE, Bilan prévisionnel 2023, chapitre 9, tableau 9.4, p. 88, en €2022, hypothèse de référence, colonne 2025 : batteries stationnaires 4 h à 1 380 €/kW et 32 €/kW par an, 1 h à 500 €/kW et 12 €/kW par an, 15 ans
- RTE, Bilan prévisionnel 2025-2035, chapitre « La production et le stockage d’électricité », § 3.5.2, p. 30-31 : batteries du parc actuel modélisées à 2 h, batteries supplémentaires surtout à 4 h
- RTE, stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) neuves : 1 000 €/kW, 15 €/kW par an, 50 ans (Futurs énergétiques 2050, annexes, tableau 7, p. 939 ; chapitre 11, p. 558) ; 2 000 €2022/kW, 16 €/kW par an, 70 ans, valeur médiane des acteurs (Bilan prévisionnel 2023, chapitre 9, p. 24 et tableau 9.4, p. 88)
- ODRE, registre national des installations de production et de stockage d’électricité, agrégé au 31 décembre 2025, filière hydraulique : 26 006 038 kW, dont 5 060 493 kW de pompage-turbinage (46 installations) et 300 801 kW outre-mer
- RTE, éCO2mix, données consolidées 2025 publiées par ODRE : 6,72 TWh turbinés et 8,14 TWh pompés par les STEP ; production au gaz par technologie, somme des pas de 30 minutes : cycles combinés 8,771 TWh, turbines à combustion 0,652, cogénérations 4,244 et « autres » 2,733
- RTE, Bilan électrique 2025 : hydraulique de 25,7 GW, pompage-turbinage compris (p. 23, figure 2.3), et 62,4 TWh, « un niveau proche de la production annuelle moyenne de la dernière décennie (61,4 TWh en moyenne sur la période 2015-2024) », avec un cumul des précipitations « proche de la normale » (p. 33) ; figure 2.13, tracée hors turbinage des STEP : 55,6 TWh (p. 33, lecture géométrique)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022 : hydraulique de 30,1 GW en 2050, dont 7,8 GW de STEP au pompage (8,5 au turbinage), et 79,8, 78,2 et 75,2 TWh dans M0, M23 et N03, dont 17,0, 15,5 et 12,5 TWh de STEP (annexes, p. 898, 900 et 903 ; note 5, p. 916) ; fil de l’eau 12,2 GW, lacs 10,1 GW et STEP 8,5 GW en 2050 (chapitre 4, figure 4.13, p. 172, lecture géométrique)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, annexes, bilans énergétiques des scénarios en 2050 : N03 avec 24,4 GW et 149,2 TWh de nucléaire existant, 23,2 GW et 162,3 TWh d’EPR2, 4,1 GW et 27,0 TWh de petits réacteurs modulaires (SMR), total imprimé de 51,6 GW (p. 903) ; M23 avec 15,5 GW et 91,1 TWh de nucléaire existant (p. 900) ; thermique à hydrogène de 28,7 GW dans M0 et 20,4 GW dans M23, aucun dans N03 (p. 898, 900 et 903)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022 : SMR à 5 500 €/kW de 2040 à 2060 et 10 €/MWh variables ; 100 €/kW par an et 60 ans dans les cellules communes avec l’EPR2 ; intérêts intercalaires égaux à 7 fois le taux (annexes, tableau 3 et note 4, p. 938) ; hypothèses de coût « fondées sur les références de coût de l’EPR2 » (chapitre 11, p. 550)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, annexes, tableau 11, p. 954 : volumes construits de 2020 à 2050, éolien en mer posé et flottant de 26 et 39 GW dans M0, 25 et 38 dans M23, 11 et 14 dans N03 ; photovoltaïque au sol et en toiture de 132 et 90 GW dans M0, 89 et 49 dans M23, 49 et 35 dans N03 ; nucléaire de 0, 0 et 23 GW, éolien terrestre de 83, 81 et 52 GW, hydraulique de 4 GW partout, turbines à combustion de 14, 12 et 0 GW, cycles combinés de 16, 9 et 1 GW, batteries de 96, 46 et 3 GWh. Ce sont des volumes construits, renouvellements de l’éolien et du solaire compris, sans celui du thermique, de la bioénergie et des batteries (note 20), pas le parc installé en 2050. Par déduction, que RTE n’écrit pas : les 23 GW nucléaires de N03 sont ses 23,2 GW d’EPR2, sans ses 4,1 GW de SMR ; les 4 GW hydrauliques comprennent les +3,5 GW de STEP des bilans, et turbines et cycles combinés à construire valent à peu près la puissance à hydrogène (M0 : 30 GW pour 28,7 ; constat contesté C5)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet, chapitre 10, figure 10.17 (p. 496 du fichier de juin 2022 ; p. 422 de l’édition d’octobre 2021), https://assets.rte-france.com/prod/public/2022-06/FE2050%20_Rapport%20complet_10.pdf : puissances éoliennes en mer raccordées en 2050, flottant et posé, à titre indicatif, lues sur la géométrie de la figure par les deux sceptiques du constat rejeté C13 (nuance citée comme telle), à 0,1 GW près d’une lecture à l’autre : 34,8 et 27,5 GW dans M0, 33,8 et 26,5 dans M23, 6,8 et 15,5 dans N03. Un parc installé, quand le tableau 11 des annexes donne des volumes construits de 2020 à 2050 : deux sources de RTE, qui divergent pour N03
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022 : centrales à hydrogène neuves, cycle combiné à 1 100 €/kW, 40 €/kW par an, 40 ans, turbine à combustion à 800 €/kW, 20 €/kW par an, 30 ans (annexes, tableau 5, p. 938) ; intérêts intercalaires fixés par les annexes pour l’éolien en mer, l’EPR2 et les SMR seulement (notes 3 et 4) ; « de l’ordre de 100 €/kW/an pour les cycles combinés au gaz et 70 €/kW/an pour les turbines à combustion » (chapitre 11, p. 595)
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022 : EPR2 de référence à 5 035 €/kW pour une mise en service en 2040 et 4 505 €/kW en 2050, exploitation fixe de 100 €/kW par an et variable de 6 €/MWh, durée de vie de 60 ans, intérêts intercalaires égaux à 7 fois le taux, soit 28 % à 4 % (annexes, tableau 3 et note 4, p. 938) ; « 5 400 €/kW pour les premiers réacteurs […] avec une perspective de baisse à 4 500 €/kW pour des EPR2 de série » (chapitre 11, p. 548) ; 6,6 GW d’EPR2 en service en 2040 dans N1, N2 et N03 (annexes, bilans des scénarios)
- RTE, Bilan prévisionnel 2023, chapitre 9, tableau 9.3, p. 87 : coûts des nouvelles installations renouvelables en 2025, en €2022, hypothèse de référence : éolien terrestre 1 340 €/kW et 40 €/kW par an, éolien en mer posé 2 840 €/kW et 74 €/kW par an, photovoltaïque au sol 720 €/kW et 12 €/kW par an ; durées de vie de 25, 20 et 25 ans (colonne 2020) ; intérêts intercalaires de l’éolien en mer égaux à 3 fois le taux
- RTE, Futurs énergétiques 2050, rapport complet de février 2022, annexes, tableau 2, p. 937 : coûts des nouvelles installations renouvelables en 2050, hypothèse de référence : éolien terrestre 900 €/kW, 25 €/kW par an, 30 ans ; éolien en mer posé 1 300 €/kW, 36 €/kW par an, 40 ans ; photovoltaïque au sol 477 €/kW, 8 €/kW par an, 30 ans ; éolien en mer flottant 1 900 €/kW, 50 €/kW par an, 40 ans ; photovoltaïque sur grande toiture 677 €/kW, 15 €/kW par an, sur petite toiture 1 487 €/kW, 50 €/kW par an, 30 ans ; intérêts intercalaires de l’éolien en mer, posé ou flottant, égaux à 3 fois le taux (note 3)
- AIEA, Nuclear Power Reactors in the World, Reference Data Series n° 2, édition 2025, table 14 : 57 réacteurs français en exploitation au 31 décembre 2024, soit 63 000 MW nets, avec la puissance nette et la date de couplage au réseau de chacun
- Code de l’environnement, article L593-18 : réexamen des installations nucléaires tous les dix ans, sans durée d’autorisation fixée ; ASN, décision n° 2021-DC-0706 du 23 février 2021 (900 MWe), et ASNR, décision n° 2025-DC-016 du 1er juillet 2025 (1300 MWe) : poursuite de fonctionnement au-delà de 40 ans, pour les dix ans qui suivent le quatrième réexamen ; ASN, avis n° 2023-AV-0420 du 13 juin 2023 : position sur la poursuite « jusqu’à 60 ans et au-delà » attendue fin 2026 ; RTE, Futurs énergétiques 2050 : durée qui « pourra aller au-delà de 50 ans pour une grande partie mais ne pourra pas, dans le cas général, excéder 60 ans » (chapitre 4, p. 153), prolongation de quelques réacteurs au-delà de 60 ans dans N03 (chapitre 5, p. 211), prolongation de tout le parc jusqu’à 70 voire 80 ans jugée « absolument exclu[e] » en l’état des connaissances (chapitre 5, p. 234)
Puissance garantie
Facteur de charge vs puissance garantie
La puissance garantie est la puissance sur laquelle on peut compter à tout moment. Pour le nucléaire : ~90%. Pour l'éolien : ~5-10%. Pour le solaire : 0% la nuit.
Facteur de charge moyen (%)
Graphique interactif. Les données sont détaillées dans le tableau ci-dessous.
Données
| Facteur charge % | |
|---|---|
| Nucléaire | 75 |
| Hydraulique fil eau | 45 |
| Éolien terrestre | 25 |
| Éolien offshore | 35 |
| Solaire PV | 14 |
| Gaz CCGT | 40 |
L'intermittence, le problème central
21 GW d'éolien installé = seulement 1-2 GW garantis. Il faut donc garder des centrales à gaz en backup, ce qui annule une partie des bénéfices climatiques.
France vs Allemagne
Deux modèles opposés
La France a choisi le nucléaire en 1974, l'Allemagne l'a abandonné en 2011. 50 ans plus tard, les résultats sont sans appel.
| Indicateur | France | Allemagne | Verdict |
|---|---|---|---|
| CO₂/kWh | 30g | 350g | x12 mieux |
| Prix ménages (ct/kWh) | 21 | 32 | -34% |
| Part nucléaire | 70% | 0% | |
| Part charbon+lignite | 0% | 26% | |
| Investissements ENR | 40 Md€ | 500 Md€ | x12 plus |
| Émissions totales élec | 13 Mt | 170 Mt | x13 mieux |
L'Energiewende : un échec climatique
500 milliards € investis, et l'Allemagne pollue toujours 13 fois plus que la France pour produire son électricité. La sortie du nucléaire a été un désastre climatique.
Évolution des émissions CO₂ (Mt/an)
Graphique interactif. Les données sont détaillées dans le tableau ci-dessous.
Données
| France | Allemagne | |
|---|---|---|
| 2000 | 25 | 280 |
| 2005 | 22 | 270 |
| 2010 | 20 | 250 |
| 2015 | 15 | 230 |
| 2020 | 13 | 180 |
| 2023 | 13 | 170 |
Conclusion
Ce qu'il faut retenir
Le mix électrique français est l'un des plus décarbonés au monde grâce au nucléaire. Les ENRi (éolien, solaire) ne peuvent pas remplacer le nucléaire : intermittence, coûts système, emprise au sol, dépendance technologique.
30gCO₂/kWh France
70%Nucléaire dans le mix
#1Europe (électricité propre)
2050Neutralité carbone visée
Le nucléaire n'est pas une énergie du passé, c'est une énergie d'avenir pour le climat.Jean-Marc Jancovici
Pour aller plus loin
- RTE - Futurs énergétiques 2050
- GIEC - Rapport sur l'atténuation
- Shift Project - Plan de transformation
- SFEN - Dossiers nucléaire
Sources officielles
- RTE - eco2mix.rte-france.com
- EDF - edf.fr/groupe-edf
- ANDRA - andra.fr (déchets)
- ASN - asn.fr (sûreté)
Questions fréquentes
Le nucléaire est-il dangereux ? En 70 ans, moins de 100 morts directes (Tchernobyl). Le charbon tue 8 millions de personnes par an (pollution).
Et les déchets ? Volume total = 1 piscine olympique. Stockage géologique profond (Cigéo) en cours.
Testez vos connaissances
Niveau 1 - Les bases
Source principale
Très facileQuelle est la principale source de production d'électricité en France ?
Énergie renouvelable
Très facileParmi ces sources, laquelle est une énergie renouvelable ?
Unité de mesure
Très facileEn quelle unité mesure-t-on généralement la puissance d'une centrale électrique ?
CO2 et climat
Très facilePourquoi cherche-t-on à réduire les émissions de CO2 ?
Gestionnaire du réseau
Très facileQuel organisme gère le réseau de transport d'électricité en France ?
Niveau 2 - Approfondissement
Mix énergétique
FacileQuelle est la part approximative du nucléaire dans la production d'électricité française ?
Facteur de charge
FacilePourquoi une éolienne de 3 MW ne produit-elle pas 3 MW en permanence ?
Interconnexions
FacilePourquoi la France est-elle connectée électriquement à ses voisins européens ?
Émissions de CO2
FacileEn termes d'émissions de CO2 par kWh produit, comment se classe la France en Europe ?
Stockage
FacileQuel est le principal moyen de stocker l'électricité à grande échelle en France ?
Niveau 3 - Expert
Équilibre offre-demande
MoyenQue se passe-t-il si la production d'électricité ne correspond pas exactement à la consommation ?
Merit order
MoyenDans le marché européen de l'électricité, comment est fixé le prix spot ?
Puissance vs Énergie
MoyenUn réacteur nucléaire de 1 GW fonctionne pendant 1 an avec un facteur de charge de 75%. Quelle énergie a-t-il produite ?
Coût complet (LCOE)
MoyenPourquoi le coût complet (LCOE) du nucléaire est-il difficile à comparer avec celui du solaire ?
Courbe de canard
MoyenQu'est-ce que la courbe de canard (duck curve) et pourquoi pose-t-elle problème ?
Bravo !
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