Photovoltaïque vs. nouveau nucléaire : l’heure des comptes

Comparaison photovoltaïque et nouveau nucléaire : Le grand débat économique et industriel

C’est un exercice attendu mais sensible auquel s’est prêtée une table ronde du Colloque national photovoltaïque : confronter les points de vue d’un représentant du solaire et d’un expert nucléaire. Si ces deux filières sont souvent présentées comme des piliers complémentaires d’un système électrique décarboné, leur coexistence suscite régulièrement des tensions et des interrogations légitimes.

D’après Clément Caudron, spécialiste énergie et climat au Shift Project, « même en prolongeant les réacteurs actuels jusqu’à 60 ans et en construisant 14 EPR, le parc existant ne fournira que 100 TWh supplémentaires. Par ailleurs, miser exclusivement sur les renouvelables sans nucléaire comporte des risques majeurs, et aucun scénario prospectif sérieux ne retient cette option. Ce conflit est donc stérile ». Selon lui, les deux secteurs représentent les deux faces d’une même pièce pour résoudre une question cruciale : comment réduire nos 60 milliards d’euros annuels d’importations de combustibles fossiles ?

Face à ce constat, plusieurs questions demeurent : pourquoi ces deux univers semblent-ils en compétition permanente ? Quels sont leurs coûts réels, leurs besoins d’investissement, leurs forces industrielles et leur contribution au système électrique national ? La table ronde a tenté d’apporter des éclairages précis.

Le coût de production : une comparaison nuancée

Concernant les prix, les réacteurs historiques des années 1970-1980, désormais amortis, produisent une électricité à environ 70 euros le MWh, soit un coût inférieur à celui du solaire photovoltaïque actuel. « L’exercice devient réellement intéressant lorsqu’on examine le coût du nouveau nucléaire », explique Vianney de l’Estang, président de la commission solaire du SER (Syndicat des énergies renouvelables).

Le SER a réalisé une analyse détaillée : le complément de rémunération pour le nouveau nucléaire serait compris entre 80 et 120 euros/MWh pendant 40 ans, selon les sources consultées. Ce niveau est comparable au coût du solaire pilotable. « Cependant, si l’on pousse le raisonnement économique jusqu’au bout, en intégrant des taux d’intérêt variant de 0 % à 3 % pour la construction, ainsi que les dérapages constatés sur des projets comme Flamanville (dont le coût final est cinq à six fois supérieur aux prévisions initiales), on aboutit à un complément de rémunération situé entre 180 et 200 euros/MWh », argumente le représentant du solaire.

« Je ne dis absolument pas qu’il ne faut pas développer le nucléaire. C’est un choix de société et un investissement stratégique pour l’avenir. Cependant, alors qu’on entend régulièrement que les renouvelables coûtent une fortune à l’État et que le nucléaire est une énergie low-cost, la réalité est bien plus complexe », ajoute-t-il.

En réponse, Yves Giraud, vice-président de la section Économie et stratégie énergétique de la SFEN (Société française d’énergie nucléaire), reconnaît que « oui, le nouveau nucléaire coûte cher ». Mais il souligne que cette filière emploie aujourd’hui 15 000 personnes en France pour la construction et l’exploitation, un chiffre qui pourrait atteindre 100 000 emplois d’ici dix ans. « Concernant les retards, la France a perdu sa capacité à construire rapidement. C’est pourquoi nous plaidons pour une série d’au moins six petits réacteurs, afin de retrouver ce savoir-faire industriel », précise-t-il.

Pour approfondir ces données économiques, consultez l’étude comparative de l’ADEME sur les coûts des différentes filières énergétiques.

Les prix négatifs : un défi pour la gestion du réseau

L’essor du solaire transforme profondément la gestion du réseau électrique. Yves Giraud explique que les centrales nucléaires doivent désormais planifier leurs arrêts de production pendant la « cloche solaire » estivale, entre 10 heures et 16 heures. « Les 26 avril et 1er mai 2026, les prix négatifs ont atteint -500 euros/MWh, soit le plancher technique du marché EPEX SPOT », détaille-t-il. La centrale de Golfech a dû réduire puis augmenter sa production, une manœuvre inhabituelle. « C’est réalisable, mais le nucléaire n’a pas été conçu pour cela. C’est comme demander à un pilote d’A380 d’exécuter des figures de voltige », image-t-il.

Selon lui, cette situation de « cannibalisation » entre solaire et nucléaire n’a aucun sens économique : « On demande d’arrêter une production décarbonée et bon marché (le nucléaire) pour en utiliser une autre, certes décarbonée mais plus coûteuse (le solaire). » Il cite le rapport public d’EDF remis au gouvernement, qui recommande de pouvoir interrompre la production solaire plutôt que de déconnecter un réacteur nucléaire.

La filière solaire ne rejette pas cette responsabilité. « Les choses évoluent rapidement : les prix négatifs sont un phénomène récent dont l’ampleur s’est révélée en 2025 », rappelle Vianney de l’Estang. Il précise que l’obligation d’arrêter les installations sous contrat d’achat en cas de prix négatifs n’est effective que depuis le 1er mai dernier. « En participant au mécanisme d’ajustement, plusieurs GW de capacité solaire peuvent être interrompus sur demande. Nous sommes conscients qu’il est plus facile de rétablir les déséquilibres intraday avec le photovoltaïque qu’avec le nucléaire. » L’impact de ce nouveau mécanisme sur la fréquence des prix négatifs reste à observer dans les prochains mois.

Pour mieux comprendre les mécanismes du marché électrique, le site de RTE propose des analyses détaillées.

La souveraineté industrielle : un enjeu majeur

La question des chaînes d’approvisionnement est centrale dans ce débat. Côté photovoltaïque, 95 % des panneaux sont fabriqués en Asie. Vianney de l’Estang rappelle un chiffre souvent méconnu : les modules ne représentent que 10 à 15 % du CAPEX (dépenses d’investissement) d’une centrale solaire. Le reste (structures métalliques, câblages, onduleurs, etc.) peut provenir de chaînes d’approvisionnement européennes.

Côté nucléaire, l’uranium utilisé dans les centrales françaises vient également de l’étranger. Mais Yves Giraud insiste sur un point clé : une grande partie de l’uranium provient de pays considérés comme « non problématiques » (Australie, Canada). De plus, le coût du combustible ne représente qu’une fraction minime du prix du kWh d’électricité, car l’enrichissement de l’uranium 235 est réalisé en France. « La majeure partie de la valeur ajoutée est donc créée sur le territoire national », conclut-il.

Pour en savoir plus sur la stratégie d’approvisionnement de la filière nucléaire française, visitez le site de l’SFEN.

Synthèse : des arguments opposés mais complémentaires

Il est peu probable que cette confrontation directe ait fait changer d’avis les participants. En revanche, elle a au moins permis de poser clairement les arguments de chaque camp, sans fard ni parti pris. Le débat entre photovoltaïque et nouveau nucléaire n’est pas près de s’éteindre, mais il gagne en maturité en s’appuyant sur des données économiques et industrielles précises.

L’avenir du mix électrique français dépendra de la capacité des deux filières à coexister intelligemment, dans l’intérêt du consommateur et de la transition énergétique. Une chose est certaine : les décisions à venir engageront la France pour plusieurs décennies.

Ressource complémentaire : consultez le site du Ministère de la Transition écologique pour les dernières actualités politiques et réglementaires.