EPR2, le pari à 100 milliards qui peut piéger la France

La France se trouve aujourd’hui à un tournant énergétique décisif. Alors que le pays exporte massivement de l’électricité – un record de 84 TWh en 2024 – tout en voyant sa demande intérieure stagner, voire reculer de 6 % par rapport aux moyennes historiques, le débat sur l’avenir du nucléaire s’intensifie. Faut-il accélérer la construction de nouveaux réacteurs comme l’EPR2, au risque d’engager des investissements colossaux et incertains ? Ou privilégier la sobriété, l’efficacité énergétique et une montée en puissance graduelle des renouvelables, malgré les contraintes de leur intermittence ? Derrière cette alternative se joue un enjeu plus vaste : la souveraineté énergétique de la France, sa capacité à décarboner son économie sans sacrifier sa compétitivité, et l’équilibre à trouver entre ambition industrielle et lucidité économique. Un arbitrage qui pourrait consolider – ou fragiliser – la transition énergétique du pays d’ici 2050.

À retenir

• La France exporte 84 TWh d’électricité en 2024, tandis que sa demande intérieure stagne, alimentant le débat sur la nécessité de nouveaux réacteurs nucléaires.
• Le coût des 6 réacteurs EPR2 est passé de 46 à 73 milliards d’euros entre 2020 et 2024, avec un risque de dépassement à 100 milliards. Leur mise en service est désormais attendue en 2038, contre 2035 initialement.
• Prolonger le parc nucléaire existant jusqu’à 60 ans coûterait 51 €/MWh, contre 79,90 €/MWh pour des réacteurs neufs, selon la Cour des comptes. Mais le Grand Carénage (100 milliards d’investissements) peine à maintenir un taux de disponibilité déjà tombé à 74 %.
• D’ici 2050, l’électricité devra représenter 55 % de l’énergie finale (contre 25 % aujourd’hui) pour atteindre la neutralité carbone. Les scénarios de RTE oscillent entre 555 TWh (sobriété renforcée) et 752 TWh (réindustrialisation poussée).
• Sans clarification rapide de la demande, la France risque une falaise énergétique dès 2040, avec une capacité nucléaire divisée par deux si le parc n’est pas prolongé ou remplacé.
• L’hydrogène bas-carbone, jugé essentiel pour décarboner l’industrie, pourrait absorber 55 TWh pour 1 million de tonnes produites, accentuant la pression sur le mix électrique.

Un pays qui exporte… mais pour combien de temps ?

Le paradoxe est net : la France, premier exportateur net d’électricité en Europe, voit sa consommation intérieure s’éroder. En 2024, le solde exportateur atteint 84 TWh, un niveau inédit, tandis que la demande nationale recule de 6 % par rapport aux années précédentes. Ce tableau en apparence flatteur masque pourtant une réalité plus ambivalente. Derrière ces chiffres se dessine un dilemme stratégique majeur : faut-il anticiper une électrification massive des usages – portée par la réindustrialisation et la décarbonation de l’économie – en lançant dès maintenant de nouveaux réacteurs, ou privilégier la sobriété et l’efficacité énergétique en attendant que la demande se clarifie ?

Thomas Veyrenc, directeur exécutif de RTE, alerte sur ce décalage entre projets et réalisations. Malgré 30 GW de projets industriels et de centres de données en file d’attente, seuls 1 à 2 GW se concrétisent réellement. Les entreprises hésitent à s’engager, faute de visibilité sur les prix et la disponibilité d’une électricité bas-carbone stable, ce qui freine de nombreux investissements.

« Nous sommes clairement entrés dans une phase d’incertitude durable. »
Thomas Veyrenc, directeur exécutif de RTE

Pendant ce temps, le gouvernement et les énergéticiens doivent trancher : parier sur des investissements lourds et risqués, ou privilégier une trajectoire plus prudente en s’appuyant sur des gains rapides d’efficacité énergétique. L’enjeu est d’autant plus crucial que l’électricité ne représente aujourd’hui que 25 % de l’énergie finale consommée en France, contre 63 % pour les énergies fossiles. Pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2050, cette part devra grimper à 55 %, selon les scénarios de RTE. Même avec des efforts massifs de sobriété, cette évolution rend quasi inévitable une hausse de la production. Reste à savoir à quel rythme, et avec quelles technologies.

Sobriété vs réindustrialisation : deux France qui s’affrontent

Les projections de RTE dans son rapport Futurs énergétiques 2050 dessinent deux trajectoires contrastées, chacune porteuse de risques économiques et de choix de société.

Le scénario de la sobriété : moins d’électricité, plus de maîtrise

Avec une consommation d’environ 555 TWh en 2050 (contre près de 450 TWh aujourd’hui), le scénario dit de « sobriété » repose sur des transformations profondes des modes de vie : télétravail généralisé, mobilités douces, rénovation thermique massive des bâtiments, sobriété numérique encadrée. L’idée centrale consiste à réduire la demande en agissant sur les usages plutôt qu’en multipliant les moyens de production. Défendu par une partie de la société civile et certains économistes, ce scénario a l’avantage de limiter les investissements les plus lourds et de contenir les risques de surcapacité.

Mais il se heurte à plusieurs limites. D’abord, la sobriété seule ne suffira pas à décarboner l’industrie lourde. Les secteurs les plus émetteurs – sidérurgie, chimie, ciment – exigent des températures et des volumes d’énergie que seule l’électricité pilotable ou l’hydrogène bas-carbone peuvent fournir. Ensuite, une demande trop comprimée pourrait fragiliser la compétitivité industrielle française, au moment même où l’Europe tente de relocaliser des activités stratégiques. Enfin, ce scénario suppose un changement culturel profond, encore loin d’être acquis malgré les signaux envoyés par les pouvoirs publics.

La réindustrialisation profonde : l’électricité comme moteur économique

À l’opposé, le scénario de « réindustrialisation profonde » prévoit une consommation électrique portée à environ 752 TWh en 2050, soit près de 60 % de plus qu’aujourd’hui. L’objectif est clair : utiliser l’électricité décarbonée pour attirer ou relocaliser des activités très énergivores, comme les centres de données, la production d’acier bas-carbone ou les usines de batteries. Ce modèle, soutenu par l’État et une partie du patronat, s’appuie sur un atout historique : un parc nucléaire déjà décarboné et une capacité à exporter de l’électricité à faible intensité carbone.

Cette trajectoire repose toutefois sur une hypothèse optimiste : une demande industrielle qui repartirait nettement à la hausse. Or, comme le répète RTE, les signaux restent pour l’instant mitigés, avec des projets annoncés mais souvent repoussés. En outre, une telle montée en puissance exigera des investissements considérables dans les réseaux, le stockage et la flexibilité pour encaisser l’intermittence croissante des renouvelables. Elle pourrait aussi renforcer la dépendance du pays au nucléaire, alors que d’autres technologies – comme les petits réacteurs modulaires (Small Modular Reactors) ou le stockage de longue durée – arrivent à maturité.

Entre ces deux pôles, le scénario de référence de RTE, qui table sur environ 645 TWh en 2050, cherche un compromis entre sobriété et réindustrialisation. Il laisse toutefois une interrogation majeure en suspens : la France pourra-t-elle financer cette trajectoire alors que les coûts du nucléaire grimpent et que les renouvelables ne compensent pas encore pleinement la fermeture des capacités pilotables ?

Le nucléaire à la croisée des chemins : entre illusion et nécessité

Au centre du débat se trouve le nucléaire, et plus particulièrement le programme EPR2. Vitrine des ambitions françaises, ce réacteur concentre aussi les doutes qui minent la filière. En 2020, le coût de six réacteurs était estimé à 46 milliards d’euros. Fin 2024, l’addition atteint déjà 73 milliards, avec un risque de dépasser les 100 milliards, selon la Cour des comptes et des ONG comme Greenpeace. La mise en service du premier réacteur de Penly, initialement prévue pour 2035, est désormais repoussée à 2038, comme l’a confirmé le Conseil de politique nucléaire en mars 2025.

Les causes de cette dérive sont multiples. D’abord, les retards de conception : le design définitif de l’EPR2 n’est toujours pas entièrement arrêté, ce qui décale les appels d’offres et la phase de construction. Ensuite, l’inflation et les tensions sur les chaînes d’approvisionnement ont renchéri les matériaux, la main-d’œuvre qualifiée et la logistique. Enfin, l’incertitude sur le prix futur de l’électricité – autour de 90 €/MWh actuellement sur les marchés de long terme – pèse sur la rentabilité du projet : la Cour des comptes estime que le taux de retour pourrait ne pas dépasser 2 % dans ce contexte, un niveau faible pour des investissements aussi lourds.

Face à ces aléas, une autre option gagne du terrain : prolonger la durée de vie du parc actuel. Selon la Cour des comptes, maintenir les réacteurs existants jusqu’à 60 ans reviendrait à un coût moyen de 51 €/MWh, contre 79,90 €/MWh pour de nouvelles installations. L’argument financier est solide, d’autant que le Grand Carénage – vaste programme de modernisation – mobilise déjà plus de 6 milliards d’euros par an depuis 2014, soit une hausse de près de 28 % en dix ans.

Cette voie comporte toutefois ses propres risques. Le taux de disponibilité du parc, déjà tombé à 74 %, pourrait encore se dégrader si les inspections décennales révèlent des défauts inattendus ou des contraintes de sûreté plus strictes. Sans prolongation significative, la capacité nucléaire française pourrait être divisée par deux d’ici 2040, créant une véritable falaise énergétique difficile à compenser dans les délais.

« Nous sommes dans une situation du type ‘quoi qu’on fasse, le risque est élevé’. »
Un haut fonctionnaire au ministère de la Transition écologique

Construire du neuf, c’est accepter des coûts massifs et des délais incertains. Ne rien lancer, c’est courir le risque d’une tension durable sur l’approvisionnement électrique dans moins de quinze ans. Entre ces deux issues, une troisième voie commence à émerger dans le débat : combiner la prolongation des réacteurs existants avec le déploiement progressif de petits réacteurs modulaires (Small Modular Reactors), jugés plus rapides à construire et potentiellement moins coûteux. Mais cette option, encore au stade de démonstrateurs, se heurte à des obstacles techniques, industriels et réglementaires qui ne seront pas levés avant plusieurs années.

L’hydrogène et le stockage : les cartes maîtresses d’un mix électrique en mutation

Si le nucléaire occupe le devant de la scène, il ne suffira pas, seul, à résoudre l’équation française. Deux autres leviers s’imposent déjà comme structurants pour le système électrique de demain : l’hydrogène bas-carbone et les solutions de flexibilité.

L’hydrogène, un consommateur d’électricité massif

Pour décarboner l’industrie lourde – sidérurgie, chimie, raffinage –, l’hydrogène produit à partir d’électricité renouvelable ou nucléaire apparaît incontournable. Mais son coût énergétique est considérable. Produire 1 million de tonnes d’hydrogène bas-carbone exigerait environ 55 TWh d’électricité, soit l’équivalent de la consommation actuelle de la région Île-de-France. À l’échelle des ambitions européennes, qui visent jusqu’à 20 millions de tonnes d’hydrogène à horizon 2030, la pression sur le mix électrique serait tout simplement majeure.

« À terme, l’hydrogène pourrait absorber près de 10 % de la production électrique nationale. »
Estimation de l’Académie des technologies

Sans capacités de production supplémentaires, cette consommation reviendrait à arbitrer entre usages industriels et usages domestiques pour alimenter les électrolyseurs. De plus en plus de spécialistes plaident donc pour une stratégie ciblée de l’hydrogène, concentrée sur les secteurs réellement impossibles à électrifier directement – comme l’acier ou certains procédés chimiques – et non sur l’ensemble des segments de transport ou du chauffage.

Flexibilité et stockage : les angles morts de la transition

En parallèle, un défi moins visible mais déterminant se dessine : gérer l’intermittence croissante des énergies renouvelables. Même avec un parc nucléaire robuste, la montée en puissance du solaire et de l’éolien – qui devraient représenter au moins 40 % du mix électrique en 2050 – impose de développer des solutions de flexibilité. Batteries stationnaires, power-to-gas, effacement industriel, pilotage de la demande résidentielle : ces outils seront indispensables pour éviter les tensions sur le réseau et les risques de délestage lors des périodes de faible production.

La France accuse pourtant un retard notable dans ce domaine. Le pays a longtemps misé sur la robustesse de son parc nucléaire et de son réseau historique, sans anticiper l’ampleur des besoins liés aux renouvelables. Résultat : à peine 2 GW de capacités de stockage sont aujourd’hui opérationnels, loin des 20 à 30 GW jugés nécessaires d’ici 2035 par RTE. Sans changement d’échelle rapide, le risque est celui d’un mix électrique difficilement pilotable, où les pointes de consommation pourraient ne plus être couvertes, malgré une production annuelle suffisante sur le papier.

Le choix politique : souveraineté ou réalisme économique ?

Au-delà des scénarios techniques, c’est bien un choix politique structurant qui se joue. La France doit-elle viser une souveraineté énergétique maximale, en accélérant le nucléaire et en assumant un modèle très centralisé ? Ou accepter une dépendance partielle aux renouvelables et aux molécules bas-carbone importées, en misant sur la coopération européenne pour sécuriser ses approvisionnements ? Ces questions ne sont plus théoriques : elles conditionnent déjà les décisions d’investissement des industriels.

Le gouvernement actuel défend une stratégie du « en même temps » : relance du nucléaire, accélération des renouvelables et appels à la sobriété. Cette approche a le mérite de ne pas exclure d’option, mais elle laisse souvent les acteurs économiques dans le flou. Les entreprises réclament des signaux de prix et de disponibilité plus lisibles, tandis qu’une partie des écologistes dénonce un verrouillage du nucléaire qui, selon eux, ralentit les renouvelables et retarde les investissements dans la flexibilité.

Dans les faits, le calendrier s’impose déjà. D’ici 2030, la France devra avoir clarifié au moins trois points clés :

1. Le sort du parc nucléaire existant : prolongation généralisée à 60 ans, arrêt progressif d’une partie des réacteurs, ou remplacement accéléré par des EPR2 et, à terme, des Small Modular Reactors ?
2. Le rythme de déploiement des renouvelables : maintenir l’objectif actuel de 40 % du mix en 2030, ou viser plutôt 50 % pour réduire davantage la dépendance au nucléaire et au gaz ?
3. L’ampleur des investissements dans la flexibilité et le stockage : comment financer les 20 à 30 GW manquants d’ici 2035, sans faire exploser la facture des ménages et des PME ?

Les décisions prises au cours des prochaines années engageront le pays pour au moins trois décennies. Prolonger l’incertitude reviendrait à courir le risque d’une falaise énergétique autour de 2040, avec des réacteurs qui ferment plus vite qu’ils ne sont remplacés et une demande industrielle qui resterait atone. À l’inverse, lancer des programmes massifs sans garanties minimales sur la demande et les coûts serait jugé financièrement hasardeux, dans un contexte de finances publiques déjà sous tension.

Le véritable enjeu consiste donc à trouver un équilibre entre ambition et pragmatisme. Concrètement, cela pourrait passer par :

• Un cadre financier sécurisé pour les EPR2, combinant garanties publiques et partenariats privés afin de limiter le risque pour les contribuables.
• Un plan industriel cohérent pour l’hydrogène, qui hiérarchise les usages prioritaires et évite de siphonner l’électricité au détriment d’autres secteurs.
• Une accélération des renouvelables assortie d’obligations de flexibilité, intégrées dès la conception des parcs éoliens et solaires.
• Une sobriété ciblée et assumée, concentrée sur les usages les moins utiles – publicité numérique, gaspillage résidentiel – plutôt que sur les activités productives.

La transition énergétique n’est plus un horizon lointain mais un chantier en cours. Reste à savoir si la France saura en faire une stratégie industrielle assumée, capable de consolider son modèle économique, ou si elle s’en tiendra à des compromis successifs qui la laisseraient, demain encore, dépendante des choix énergétiques des autres.