Politique énergétique : Comment la France gaspille son avance nucléaire et les 5 000 ans d’autonomie enfouis sous ses pieds

RESUME EXECUTIF (lecture 5 minutes)

These centrale

La Programmation pluriannuelle de l'energie (PPE3) que Sebastien Lecornu s'apprete a publier par decret perpetue une logique de fuite en avant qui ne resoudra ni la question du prix de l'electricite, ni celle de la pilotabilite du systeme electrique. En promettant simultanement une relance massive de la production, un plan d'electrification et des prix stables, le Premier ministre ignore le diagnostic fondamental : la France croule sous les surcapacites aujourd'hui, mais se prepare a un deficit structurel de moyens pilotables a horizon 2040-2050, faute d'avoir investi dans les filieres de long terme que sont les reacteurs a neutrons rapides (RNR) et les EPR.

Le paradoxe francais

La France exporte 92 TWh d'electricite en 2025, un record historique faisant d'elle le premier exportateur net d'electricite en Europe, tout en connaissant plus de 500 heures de prix negatifs sur les marches de gros (508 a fin octobre, source UFE). Simultanement, la consommation electrique stagne 6 % en dessous de son niveau pre-crise, l'electrification des usages promise depuis une decennie ne se materialise pas, et les 6 EPR2 annonces en 2022 ne seront pas operationnels avant 2038-2043. Dans ce contexte, ajouter des capacites intermittentes subventionnees (eolien, solaire) dont la duree de vie n'excede pas 20 a 30 ans, au lieu de concentrer les investissements sur des infrastructures pilotables a duree de vie de 60 ans (EPR, extensible au-dela apres autorisation de l'ASNR), releve d'un choix strategique discutable.

Chiffres structurants

Recommandations

1. Prolonger le parc nucleaire existant au-dela de 50 ans, viser 60 ans, financer integralement le Grand Carenage
2. Relancer immediatement le programme RNR (reacteurs a neutrons rapides) pour securiser l'approvisionnement en combustible sur plusieurs millenaires
3. Accelerer la decision finale d'investissement EPR2 prevue fin 2026, sans attendre que la PPE soit validee par decret
4. Reorienter les subventions : cesser le soutien aux capacites intermittentes en injection reseau en situation de surcapacite, maintenir un complement EnR cible (eolien en mer, solaire autoconsommation)
5. Developper les STEP (+3 GW d'ici 2050) et debloquer les concessions hydroelectriques
6. Valoriser l'excellence bas carbone de la filiere nucleaire francaise (7 gCO2eq/kWh en cycle de vie) comme avantage competitif industriel pour la reindustrialisation

Introduction : la PPE3 par decret, symptome d'un pilotage erratique

Le 7 fevrier 2026, Sebastien Lecornu a annonce qu'il signerait "en fin de semaine prochaine" le decret de publication de la Programmation pluriannuelle de l'energie (PPE3), feuille de route energetique de la France jusqu'en 2035. Attendue depuis deux ans et demi, retardee par les divisions politiques, les changements de gouvernement et les pressions contradictoires du lobby renouvelable et du lobby nucleaire, cette PPE sera donc publiee par voie reglementaire, sans vote du Parlement.

Le choix du decret, justifie par le Premier ministre "en raison de l'urgence" et parce qu'il estime que "les debats ont largement eu lieu", a immediatement suscite des reactions critiques. Au Senat, le senateur Daniel Gremillet, rapporteur du texte legislatif en cours d'examen, a appele le gouvernement a renoncer a cette voie et a respecter la procedure parlementaire. Marine Le Pen a qualifie cette decision de "faute lourde" et de "choix brutal". L'avocat et professeur Arnaud Gossement a souligne que "la question n'est pas uniquement celle de savoir a quelle date le Gouvernement va publier cette loi, mais aussi celle de savoir quel en sera le contenu".

Cette precipitation contraste avec l'immobilisme qui a caracterise la politique energetique francaise depuis une decennie. Entre la fermeture de Fessenheim en 2020, l'abandon du projet ASTRID en 2019, les hesitations sur le nombre d'EPR a commander, les revirements sur l'eolien et les retards accumules dans l'electrification des usages, la France donne l'image d'un canard sans tete : beaucoup d'agitation, aucune direction coherente.

Partie I : La surcapacite, symptome d'une absence de strategie

1.1 Un excedent de production sans precedent

Le diagnostic de depart est sans appel. La France produit aujourd'hui considerablement plus d'electricite qu'elle n'en consomme. En 2024, la production electrique a atteint 539 TWh, contre une consommation nationale de 449 TWh. Le solde exportateur net a battu tous les records historiques avec 89 TWh en 2024 et 92 TWh en 2025, faisant de la France le premier exportateur net d'electricite en Europe. Au premier semestre 2025, le solde exportateur de 37,6 TWh constituait le deuxieme plus haut premier semestre jamais enregistre (source : RTE, Bilan S1 2025).

Cette situation d'abondance resulte de la conjonction de trois facteurs. D'abord, la remise en service du parc nucleaire apres les difficultes de 2022 (corrosion sous contrainte) : la disponibilite du parc existant atteint des niveaux historiquement eleves, avec une production decarbonee maintenue a 95 % du total. Ensuite, le deploiement continu des energies renouvelables intermittentes (eolien et solaire), dont la puissance installee augmente chaque annee independamment de la demande reelle. Enfin, et surtout, la stagnation de la consommation electrique, qui reste 6 a 7 % inferieure a son niveau pre-crise Covid et pre-crise energetique.

Le gestionnaire de reseau RTE, dans son Bilan previsionnel 2025, qualifie cette situation de "surcapacite" et souligne qu'elle devrait durer encore deux a trois ans avant qu'une eventuelle reprise de la consommation n'absorbe les excedents. Mais cette prevision optimiste repose sur l'hypothese d'une electrification rapide des usages qui, comme nous le verrons, ne presente aucun signe avant-coureur credible.

1.2 L'explosion des prix negatifs : le cout cache de l'intermittence

La surcapacite de production se traduit par une multiplication des episodes de prix negatifs sur les marches de gros de l'electricite. En 2025, la France a connu une forte progression des episodes de prix negatifs sur les marches de gros de l'electricite. Au premier semestre 2025, RTE a comptabilise 363 heures de prix negatifs, soit environ 8 % du temps, contre 235 heures au premier semestre 2024 (source : RTE, Bilan du premier semestre 2025). A fin octobre 2025, l'UFE (Union francaise de l'electricite) relevait 508 heures cumulees de prix negatifs, soit 5,8 % des heures de l'annee (source : UFE, bilan decembre 2025). En projection sur l'annee complete, le total devrait se situer entre 550 et 600 heures. En mai 2025, jusqu'a 90 % des jours du mois ont connu des prix horaires nuls ou negatifs. A ces heures de prix strictement negatifs s'ajoutent de nombreuses heures ou le prix positif etait inferieur a 1 euro par MWh.

Ce phenomene n'est pas anodin. Il signifie concretement que les producteurs d'electricite paient pour ecouler leur production certaines heures de l'annee. Cette situation degrade les signaux d'investissement, pese sur la rentabilite d'EDF qui doit financer simultanement la prolongation du parc existant et le programme EPR2 estime a 72,8 milliards d'euros, et fragilise l'ensemble du systeme electrique.

Les causes de cette multiplication des prix negatifs sont multiples et meritent un examen precis, car l'attribution simpliste a une seule filiere serait intellectuellement malhonnete. Les prix negatifs surviennent a la conjonction de plusieurs facteurs : un surplus de production electrique (toutes sources confondues), des contraintes de reseau empechant l'evacuation de l'electricite excedentaire, des regles de marche et des mecanismes de subvention qui incitent certains producteurs a continuer de produire meme a prix negatif (obligation d'achat, complement de remuneration sans clause d'arret efficace), et des limites de flexibilite des moyens de production conventionnels (le nucleaire ne pouvant pas moduler instantanement sa puissance). L'UFE souligne que ces prix negatifs "apparaissent typiquement le printemps et l'ete, entre 11 h et 15 h, en raison de l'empilement des productions nucleaire, hydraulique au fil de l'eau, eolien et solaire" (source : UFE, bilan decembre 2025).

Cela dit, il est factuel que la croissance rapide des capacites renouvelables intermittentes (eolien et solaire) amplifie le phenomene. Le mecanisme du complement de remuneration garantit un prix plancher aux producteurs renouvelables, ce qui peut les inciter a offrir leur production a prix negatif sur le marche plutot que de s'arreter. L'arrete du 8 septembre 2025, pris en application de l'article 175 de la loi de finances 2025, a commence a corriger ce dysfonctionnement en permettant a l'acheteur oblige de demander l'arret des installations sous obligation d'achat de plus de 10 MW en cas de prix negatifs. Mais le cadre reste imparfait.

Le nucleaire, pour sa part, n'est pas exempt de responsabilite dans ces episodes. Sa flexibilite limitee (le temps de modulation d'un reacteur REP est de plusieurs heures) signifie qu'il continue de produire lors des surplus, contribuant mecaniquement au desequilibre. RTE evoque deja la necessite d'une "modulation accrue du nucleaire" et d'"ecretements renouvelables", autrement dit des mesures correctives pour gerer les degats causes par un systeme dont la conception n'a pas anticipe ce degre de surcapacite decarbonee.

1.3 L'electrification des usages : une prophetie autorefutee

Le gouvernement fonde toute sa strategie sur l'electrification rapide des usages. Sebastien Lecornu affirme vouloir "arriver a ce que 60 % de notre consommation en 2030 soit electrique", contre environ 27 % actuellement selon EDF. Il envisage d'accompagner la PPE d'un "grand plan autour de l'electrification des usages" couvrant la mobilite, le batiment et l'industrie.

Cette ambition se heurte a une realite obstinee. Comme le constate RTE, l'explosion supposee de la consommation pour repondre aux besoins de l'electrification des usages "est annoncee depuis plus d'une decennie, mais n'en presente pas le moindre fremissement". La consommation electrique francaise stagne depuis 2020 et reste significativement inferieure a son niveau d'avant-crise. RTE juge "tres peu probable une hausse significative de la consommation avant 2028".

Les raisons de cette stagnation sont multiples et structurelles. L'amelioration de l'efficacite energetique reduit mecaniquement les besoins. La desindustrialisation continue du pays diminue la demande industrielle. Les prix eleves de l'electricite, passes de moins de 20 centimes par kWh avant 2022 a environ 25 centimes en fevrier 2025, compriment la consommation des menages et des PME. L'Observatoire national de la precarite energetique (ONPE) rapporte que 30 % des Francais ont subi le froid durant l'hiver 2023-2024 et que les trois quarts d'entre eux ont restreint leur chauffage pour limiter leurs factures.

Promettre simultanement une baisse des prix de l'electricite et une acceleration de l'electrification releve de l'incantation politique. Le Haut Conseil pour le Climat a constate dans son rapport 2023 que 45 % des baisses d'emissions dans l'industrie sont imputables a une baisse d'activite economique, et non a l'electrification. L'Etat a reduit en 2025 le financement de la renovation des logements et les aides a l'electrification des vehicules, deux piliers majeurs de la strategie qu'il proclame par ailleurs.

Partie II : Le mirage des renouvelables subventionnees

2.1 Des investissements a duree de vie limitee

La PPE3 prevoit de poursuivre les investissements dans l'eolien en mer, le photovoltaique, la geothermie et l'eolien terrestre, meme si ce dernier sera reoriente vers la "remotorisation des parcs existants avec des turbines plus puissantes pour eviter le mitage des paysages", selon Lecornu.

L'analyse des durees de vie respectives des differentes filieres de production electrique revele un desequilibre fondamental dans la logique d'investissement francaise.

Une eolienne terrestre a une duree de vie de 20 a 25 ans selon l'ADEME. Les eoliennes offshore sont prevues pour une duree d'utilisation de 20 ans sur le plan fiscal, pouvant aller jusqu'a 25 ans pour les composants principaux. Un panneau solaire photovoltaique dure en moyenne 25 a 30 ans, avec une degradation progressive de ses performances (perte d'environ 0,5 a 1 % de rendement par an). A ces durees s'ajoutent les contraintes de remplacement des composants annexes : les onduleurs centraux doivent etre remplaces tous les 10 a 15 ans, les batteries de stockage tous les 7 a 10 ans.

Par comparaison, un reacteur nucleaire de type REP a une duree de vie constatee d'au moins 40 ans (parc historique), extensible a 50 ou 60 ans apres autorisation de l'ASNR. L'EPR est concu pour une duree de vie de 60 ans. Les reacteurs a neutrons rapides (RNR), tels que Phenix qui a fonctionne 40 ans sans accident majeur, offrent des perspectives similaires.

Autrement dit, pour maintenir une capacite renouvelable donnee sur la duree de vie d'un seul reacteur nucleaire, il faut renouveler deux a trois fois l'ensemble du parc eolien ou solaire equivalent. Chaque cycle de renouvellement implique de nouveaux investissements, de nouvelles procedures administratives, de nouveaux impacts environnementaux (demantelement, recyclage, reconstruction) et de nouvelles subventions publiques.

2.2 Le cout reel du renouvellement perpetuel

Pour saisir l'ampleur du probleme, il convient de raisonner en cout complet sur la duree de vie d'un reacteur nucleaire (60 ans).

Une eolienne terrestre de 4 MW coute entre 4 et 6 millions d'euros a l'installation, avec des charges de maintenance annuelles d'environ 200 000 euros. Son cout de production actualise (LCOE) est estime a 59 euros/MWh par l'ADEME pour les parcs mis en service en 2022. Ce chiffre est souvent presente comme competitif face au nucleaire existant (60,7 euros/MWh selon la CRE pour 2026-2030).

Mais cette comparaison est trompeuse pour plusieurs raisons. D'abord, le LCOE de l'eolien ne prend pas en compte les couts de systeme : renforcement du reseau pour gerer l'intermittence, moyens de back-up necessaires en l'absence de vent, couts de l'ecretement et des prix negatifs. Ensuite, il faut multiplier le LCOE par le nombre de cycles de renouvellement pour obtenir un cout comparable sur 60 ans. Enfin, le facteur de charge de l'eolien terrestre en France (environ 24 %) est largement inferieur a celui du nucleaire. En 2024, le parc nucleaire a produit 361,7 TWh pour une puissance installee d'environ 61 GW, soit un facteur de charge annuel (Kp) d'environ 67 %. Ce chiffre, inferieur aux 90 % atteints par le parc americain, s'explique par trois facteurs specifiques au contexte francais : le suivi de charge impose par les variations de la demande (le nucleaire modulant sa production pour equilibrer le reseau), les visites decennales des 40 ans particulierement longues (environ 6 mois), et des arrets de maintenance rattrapant le retard accumule pendant la crise de corrosion sous contrainte de 2022. Le coefficient de disponibilite (Kd), qui mesure la capacite reelle de production hors modulations volontaires, a atteint 85 % sur l'hiver 2024-2025 selon EDF. L'objectif vise par EDF a horizon 2030, dans le cadre du programme START 2025, est une production de 400 TWh/an, ce qui correspondrait a un facteur de charge d'environ 75 %. Meme a 67 %, il faut installer beaucoup plus de puissance eolienne que de puissance nucleaire pour produire la meme quantite d'electricite.

Le programme EPR2, malgre un cout qui a derive de 51,7 milliards d'euros en 2022 a 72,8 milliards en 2025, produira de l'electricite pilotable pendant 60 ans minimum. Rapporte a l'energie produite sur cette duree (6 reacteurs de 1 650 MW chacun, avec un facteur de charge de 80 %, soit environ 70 TWh par an pendant 60 ans = 4 200 TWh), le cout par MWh du programme EPR2, meme a 72,8 milliards d'euros, reste competitif a long terme face a des capacites intermittentes qu'il faudrait renouveler deux a trois fois.

Note methodologique : les estimations d'investissements eolien et solaire equivalents sont calculees pour une production annuelle comparable aux 6 EPR2 (environ 70 TWh/an), en tenant compte des facteurs de charge respectifs (eolien terrestre : 24 %, solaire : 14 %). La fourchette basse suppose des couts en baisse tendancielle et 2 cycles de renouvellement ; la fourchette haute retient les couts actuels et 2,7 cycles (duree de vie 22 ans sur 60 ans). Le detail du calcul fourchette haute pour l'eolien : puissance necessaire = 70 000 GWh / (8 760 h x 0,24) = 33,3 GW ; cout unitaire 1,3 Mds EUR/GW ; investissement initial 43,3 Mds EUR ; 2,7 cycles = 117 Mds EUR hors actualisation. Le chiffre EPR2 de 72,8 Mds EUR n'integre pas les couts de gestion des dechets et de demantelement a 60 ans.

2.3 L'intermittence : un probleme structurel, pas transitoire

Les defenseurs des energies renouvelables intermittentes (EnRI) arguent que le probleme de l'intermittence sera resolu par le stockage, la flexibilite de la demande et les interconnexions europeennes. Ces arguments meritent un examen attentif, car ils ne sont pas sans fondement factuel, mais leur portee reelle reste limitee face a l'ampleur des besoins.

Le stockage par STEP (stations de transfert d'energie par pompage) constitue la seule technologie mature de stockage massif d'electricite. La France dispose de 6 STEP pour une puissance cumulee de 5 GW et une capacite de stockage d'environ 103,5 GWh (source : EDF, Revolution Energetique). La STEP de Grand'Maison en Isere (1 800 MW) est la plus puissante d'Europe et peut atteindre sa pleine puissance en 3 minutes. RTE estime que 3 GW supplementaires seront necessaires d'ici 2050. EDF a identifie 7 projets pour 1,5 GW supplementaire. Cette technologie est un complement indispensable au nucleaire et devrait etre developpee en priorite.

Cependant, les STEP actuelles representent au maximum quelques heures de stockage. Les periodes froides sans vent ni soleil peuvent durer plus d'une semaine, pendant lesquelles la demande peut atteindre 80 a 100 GW. Les 5 GW de STEP francaises ne couvrent qu'une fraction marginale de ce besoin, et le potentiel de developpement supplementaire est contraint par la geographie et le blocage des concessions hydroelectriques.

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