Contribution de RETM à la révision des Futurs énergétiques 2050 par RTE

Les associations membres du Réseau Energies Terre&Mer participent depuis septembre 2025 à la concertation sur la révision des futurs énergétiques et ont alerté sur les manques et risques suivants :

1. Absence de définition et publication des coûts complets et de bilan socio-économique en coût complet ( coût de production, de financement, de raccordement, de stabilité du réseau, de subventions et des externalités comme le manque à gagner d'EDF sur la production d'électricité nucléaire
2. Constats sur les scénarios proposés par RTE , notamment sur des hypothèses "optimistes" de consommation et proposition du scénario alternatif N4TR
3. Recommandations pour le calcul du coût complet et du bilan socio-économique

1. Principaux constats sur les 5 scénarios M0,M2,N1,N2 et N4

1. Ces scénarios prolongent inutilement, dans leur libellé comme dans leurs principes, les oppositions entre les énergies nucléaire et renouvelables. Ces manques de coordination sont responsables de la perte de compétitivité de la France, de l’explosion des coûts complets de l’électricité pour les Français et les entreprises, des risques de sécurité d’approvisionnement et de la stagnation de la décarbonation des usages depuis plus de 20 ans.
2. Ces scénarios ne prennent pas en compte les résultats, analyses et observations des participants lors du GT4 du 19 décembre 2025 sur les hypothèses de production des réacteurs nucléaires existants en fonction de leur durée de vie (y compris opérations après les 5^ème, 6^ème et 7^ème visites décennales).
3. Ces scénarios ne prennent pas en compte les résultats, analyses et observations des participants lors du GT5 du 30 janvier 2026 sur l’Economie, dont l’un des objectifs majeurs est de baisser le coût complet de l’électricité (cf Contribution RETM N°3).
4. Ces scénarios ne se fondent pas sur les décisions annoncées par le Président de la République à Belfort le 10 février 2022, ni sur les décisions législatives et réglementaires subséquentes depuis 4 ans.
5. Concernant les énergies renouvelables (électriques, comme non-électriques), ces scénarios ne prennent pas en compte les retours des 13 000 maires qui se sont exprimés lors de la consultation sur l’accélération des énergies renouvelables (1% des zones pour l’éolien, 3% des zones pour le solaire au sol, 46% pour les énergies thermiques renouvelables et 50% pour le solaire en toiture et grandes toitures ( cf synthèse IGN/CERMA Avril 2025).
6. Ces scénarios se différencient avec des hypothèses macro-économiques, et des scénarios d’évolution géopolitique et sociétale relevant de la « boule de cristal » qui ne devraient rationnellement se faire en fin d’analyse avec des études de sensibilité.
7. Les scénarios devraient en revanche partir des réalités du système énergétique français et notamment des évolutions prévisibles de ses 3 sources décarbonées historiques : nucléaire, hydraulique et biomasse. Elles sont maitrisées, pilotables et stockables, le nucléaire et l’hydraulique produisent 85% de l’électricité en France. L’hydraulique et la biomasse représentent 82% des énergies renouvelables produites. L’éolien et le solaire, quant à eux, ne représentent que 3% des sources primaires d’énergie consommées en France.

1. Recommandations pour définir les scénarios d’actualisation des FE 2050_e
2. Commencer par définir les champs prévisibles et possibles d’évolution des 3 sources énergétiques de base de la France.
3. Pour le nucléaire en matière de durée de vie, s’appuyer sur les 3 hypothèses centrales à 60, 70 et 80 ans en prenant en compte les recommandations de l’AIEA et les études actuelles et en cours de l’ASNR, une méthodologie à privilégier pour comparaison au lieu d’un scénario intermédiaire hypothétique. En effet, le coût complet de ces 3 hypothèses est connu, leur impact sur le réseau est prévisible. Ils sont réellement différenciant à la fois pour estimer l’évolution du prix de l’électricité et pour cadrer le rythme de remplacement des réacteurs existants. Il faut donc l’analyser et le connaître.
4. Pour l’hydraulique, étudier des scénarios contrastés sur la base de 3 facteurs : taux d’utilisation des stations de pompage (1 ou 2 fois par jour avec pompage de jour pendant le pic solaire et de nuit durant le creux de consommation pour mieux valoriser l’hydraulique et lisser la production nucléaire), augmentation du nombre et des capacités des STEP, prise en compte du potentiel de chutes intermédiaires ( voies navigables, barrages de navigation, écluses, moulins, réserves hydrauliques pour l’agriculture,...).
5. Pour la biomasse, un des atouts majeurs de la France réside dans sa surface agricole utile (SAU), à savoir 50% du territoire français. Elle est  le double par habitant en comparaison avec l’Allemagne et l’Italie. Une réflexion doit être engagée avec la profession agricole pour dégager une vision globale des potentiels agronomiques et énergétiques respectifs, ce qui n’a jamais été fait en lançant le programmes éoliens et solaires terrestres (voir détail du potentiel en annexe).
6. Pour les énergies électriques intermittentes établir, avant tout scénario prospectif, un retour d’expérience des contraintes et des conséquences mesurées depuis une dizaine d’années.
7. Pour toutes ces sources de production, établir leur capacité à contribuer efficacement à la compétitivité de la France, à la maitrise des coûts complets de l’électricité, à l’indépendance énergétique, à la maitrise des risques de sécurité d’approvisionnement, à une augmentation de la décarbonation des usages.
8. Après une étude critère par critère et faire une analyse multicritère. En effet les récentes séquences de prix négatifs sont une alerte sérieuse qui exige une analyse approfondie et donc, par principe de précaution, une suspension de toute nouvelle installation.

1. Recommandations pour le calcul du bilan socio-économique en coût complet des scénarios d’actualisation des FE 2050_e
2. Définir et évaluer les coûts complets de toutes les énergies électriques comme non-électriques (recommandation n°1 Levy-Tuot).
3. Evaluer les coûts et risques de prolongation à 60, 70 et 80 ans des réacteurs nucléaires. .
4. Evaluer le potentiel d’augmentation de production des STEP (nombre et heures de fonctionnement).
5. Evaluer le potentiel de bioénergies (électriques et non-électriques) en y consacrant 10 et 20% de la SAU
6. Identifier et mesurer les externalités positives et négatives des différents scénarios, notamment les impacts techniques et économiques pour EDF de l’intermittence de certaines sources d’énergie entrainant une sous-utilisation du potentiel nucléaire, des prix bas et négatifs, et une surmodulation.
7. Définir les principaux critères de l’étude socio-économique, par exemple : Coût complet de l’électricité / Taux d’indépendance énergétique / Potentiel de décarbonation supplémentaire / Capacité de se substituer aux énergies fossiles / Bénéfice net actualisé par Euro public investi des différents scénarios / Equilibre territorial des différents mix énergétique / Emplois crées / Potentiel de réindustrialisation de la France / Niveau de surproduction électrique.
8. Mettre en œuvre pour les différents scénarios les règles d’évaluation des investissements publics requises par l’article 17 de la loi de Finances du 31 décembre 2012, comme EDF et l’ANDRA l’ont récemment mise en œuvre avec contre-expertise du SGPI.