Nucléaire et renouvelables : comprendre le mix électrique français

Sur la pointe du Cotentin, à Flamanville, le troisième réacteur de la centrale a été couplé au réseau à la fin de l’année 2024, avec dix-sept ans de retard sur le calendrier initial et un coût multiplié par quatre. Quelques kilomètres plus loin, des éoliennes tournent sur les hauteurs, et dans les fermes de la Hague, des toitures agricoles se couvrent de panneaux. Ce coin de Normandie concentre en quelques kilomètres carrés toutes les questions du système électrique français.

Le débat public oppose souvent nucléaire et renouvelables comme deux camps. La réalité du réseau est plus prosaïque : à chaque instant, le gestionnaire du réseau de transport, RTE, doit équilibrer production et consommation avec les moyens disponibles, quels qu’ils soient. Comprendre le mix électrique, c’est d’abord comprendre ce que chaque source apporte, et quand.

Les chiffres qui suivent sont des ordres de grandeur tirés des bilans annuels de RTE, qui varient d’une année à l’autre selon la pluie, le vent et la disponibilité des réacteurs.

De quoi est faite l’électricité française

La France produit un peu plus de 500 térawattheures par an. Le nucléaire en fournit entre 65 et 70 %, l’hydraulique autour de 12 %, l’éolien terrestre et en mer environ 10 %, le solaire 5 à 6 %, et les centrales à gaz, au charbon ou au fioul le reste, soit quelques pour cent seulement. Résultat : plus de 90 % de la production est bas carbone, un niveau que peu de grands pays atteignent.

Cette structure s’explique par l’histoire. Le programme nucléaire lancé dans les années 1970 a doté le pays de 56 réacteurs répartis sur 18 sites, et les grands barrages alpins et pyrénéens datent pour beaucoup de l’après-guerre. Les renouvelables variables, éolien et solaire, sont arrivées plus tard qu’en Allemagne ou en Espagne, mais leur part progresse rapidement depuis 2020.

Ce que chaque source fait bien, et mal

Le nucléaire produit de manière continue et pilotable, à un coût de fonctionnement faible une fois les centrales construites. Sa faiblesse est apparue en 2022 : des problèmes de corrosion ont immobilisé une partie du parc au pire moment, et la France a dû importer massivement. Le parc a plus de 37 ans d’âge moyen, et sa prolongation au-delà de 50 ou 60 ans fait l’objet d’examens réguliers par l’Autorité de sûreté nucléaire.

L’hydraulique est la plus souple : les barrages se lancent en quelques minutes et les stations de pompage stockent l’énergie excédentaire. Mais elle dépend de la pluie et de la neige, et les sécheresses récentes ont réduit la production certaines années.

L’éolien et le solaire ne coûtent presque rien à faire tourner et se construisent vite, mais ils produisent quand la météo le décide. Le solaire est abondant à midi en été, quasi nul les soirs d’hiver, précisément quand la consommation atteint son maximum. C’est tout l’enjeu du « foisonnement » : combiner des sources différentes réparties sur le territoire pour lisser leur variabilité.

Les défis des dix prochaines années

Le premier est la consommation. Elle a baissé depuis 2022, sous l’effet de la sobriété et de la crise des prix, mais RTE anticipe une hausse d’ici 2035 avec l’électrification des voitures, du chauffage et de l’industrie. Produire plus d’électricité bas carbone est nécessaire pour remplacer le pétrole et le gaz.

Le second est le calendrier. Le gouvernement a annoncé six nouveaux réacteurs de type EPR2, dont les premiers ne produiraient pas avant la fin des années 2030 au mieux. D’ici là, la croissance viendra essentiellement du solaire, de l’éolien terrestre et de l’éolien en mer, ainsi que de la prolongation des réacteurs existants.

« La question n’est pas nucléaire ou renouvelables, c’est comment on tient les soirées de janvier sans vent, en 2035, avec deux millions de pompes à chaleur de plus. »

Cette formule d’un ingénieur du dispatching de RTE résume l’enjeu : la pointe hivernale. Les réponses passent par le pilotage de la demande (décaler la recharge des véhicules, les chauffe-eau), les interconnexions avec les voisins européens, le stockage par batteries et les stations de pompage, et le maintien de quelques centrales à gaz en réserve.

Le réseau, grand oublié

Raccorder des milliers de parcs éoliens et solaires dispersés demande des lignes, des postes et des transformateurs. RTE et le gestionnaire de distribution prévoient des investissements de l’ordre de plusieurs dizaines de milliards d’euros sur quinze ans. Ces coûts se retrouvent sur la facture, dans la part dédiée à l’acheminement, qui pèse déjà près d’un tiers du prix payé par un ménage.

Ce qu’il faut retenir

• L’électricité française est déjà très largement bas carbone ; le défi n’est pas de la décarboner mais d’en produire davantage.
• Le nucléaire restera majoritaire jusqu’en 2035 au moins ; les renouvelables assureront l’essentiel de la croissance.
• La difficulté principale est la pointe de consommation hivernale, pas la production annuelle.
• Le réseau et le stockage coûteront autant d’attention que les centrales.

Pour suivre l’une des composantes qui montent le plus vite, notre état des lieux des parcs éoliens en mer détaille les chantiers en cours. À l’échelle d’un foyer, le choix de produire soi-même se pose aussi, et notre guide du solaire en autoconsommation en donne les clés. Enfin, la ressource la moins chère reste celle que l’on n’utilise pas, comme le rappellent trois hivers de sobriété énergétique.