Jan 05

NUCLÉAIRE : LA FRANCE À L’HEURE DU CHOIX

Concurrence des renouvelables, maîtrise des risques, fin de vie des réacteurs… La filière nucléaire est en difficulté sur tous les fronts.

Quel avenir pour le nucléaire français ? « J’ai été élu sur une réduction à 50 % de sa part et je tiendrai cet engagement », a déclaré Emmanuel Macron le 27 novembre dernier en présentant la nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Pour atteindre cet objectif – dont l’échéance est désormais 2035 -, le gouvernement prévoit la fermeture de quatorze réacteurs de 900 mégawatts : Fessenheim en 2020, le reste échelonné sur 2025-2035. Au regard de l’évolution des besoins en électricité, un tel scénario, s’il se réalisait, aboutirait à des excédents de production très élevés. Surtout si l’exécutif décidait en prime de lancer la construction de nouveaux réacteurs EPR, un choix qu’il veut arrêter en 2021 ou en 2022, dans un contexte où les sources renouvelables sont devenues très concurrentielles. Un tel excédent pourrait faire chuter les prix de l’électricité, dégrader encore plus les comptes d’EDF et fragiliser des investissements indispensables pour la sécurité des centrales ou le démantèlement des réacteurs arrivés en fin de vie.

1. Un scénario irréaliste

Dans l’hypothèse où quatorze réacteurs seraient fermés entre 2020 et 2035, où l’EPR de Flamanville serait en service et où la part du nucléaire serait ramenée de 72 % à 50 %, la production électrique française pourrait atteindre 650 térawattheures (TWh) en 2035. Dans le cas où quatre EPR supplémentaires seraient connectés au réseau entre 2030 et 2035, elle serait portée à 740 TWh (1). Or, la consommation intérieure (482 TWh en 2017) devrait rester stable, voire légèrement décliner sur les quinze prochaines années, selon le bilan prévisionnel de RTE, l’opérateur public de transport d’électricité. En effet, la hausse de la demande qu’induiraient, entre autres, l’évolution démographique, la forte progression des véhicules électriques et l’électrification de process industriels reste sur cet horizon de temps – au moins – compensée par les gains constants réalisés au niveau des usages finaux (l’isolation des logements, par exemple) et de l’efficacité des équipements électriques.

D’énormes excédents d’électricité en France plomberaient les prix sur le marché de gros, au détriment des producteurs

Dans l’hypothèse où la demande resterait stable et déduction faite des consommations liées à l’équilibrage du réseau, l’excédent de production exportable à l’horizon 2035 serait, sans construction de nouveaux EPR, d’environ 160 TWh par an, trois fois le niveau des exportations nettes de la France depuis une dizaine d’années. En cas de mise en service d’autres Flamanville, ce surplus serait encore plus important.

L’objectif des 50 %, combiné à l’arrêt de quatorze centrales seulement, envisage donc implicitement une explosion des exportations. Un tel scénario n’est pas crédible. Si l’Allemagne veut sortir du charbon, ce n’est pas pour importer de l’électricité, a fortiori si elle est d’origine nucléaire (le pays a décidé la sortie de l’atome), mais pour produire massivement sur son territoire de l’électricité renouvelable et donner ainsi de l’emploi à ses petites et grandes entreprises du secteur. Il en va de même pour les autres pays européens, à commencer par l’Espagne, qui vise désormais le 100 % d’électricité renouvelable en 2050. D’énormes excédents d’électricité en France ne pourront donc que plomber les prix sur le marché de gros, au détriment des producteurs. À commencer par EDF, qui a besoin de prix rémunérateurs sans lesquels il ne pourra ni financer ses investissements, ni assainir ses comptes.

L’incohérence du scénario proposé par le gouvernement traduit sa difficulté à assumer un choix clair. Car en réalité, on ne peut vouloir porter à 40 % en 2030 la part des énergies renouvelables dans le mix électrique et « en même temps » maintenir la puissance du parc nucléaire au niveau envisagé, au moins 52 GW (63 GW actuellement). Quel serait alors le meilleur choix ?

2. Penser le mix électrique de demain

Il est de plus en plus douteux que construire de nouvelles centrales nucléaires en France pour remplacer des anciennes unités arrivées en fin de vie soit un bon calcul économique. Il pourrait au contraire être moins cher de les remplacer par des renouvelables et par des gains d’efficacité énergétique. Autrement dit, d’abandonner peu à peu le nucléaire.

Un tel calcul doit prendre en compte les coûts complets du système électrique. On se contente parfois de comparer les coûts de production du nucléaire neuf, de l’ordre de 100 euros/MWh sur la base du contrat passé entre le Royaume-Uni et EDF pour la construction des deux EPR de Hinkley Point, à ceux du photovoltaïque ou de l’éolien, tombés en France autour de 55 et 65 euros/MWh et qui vont encore continuer à baisser.

La menace qui pèse sans doute aujourd’hui le plus sur la sûreté des réacteurs est d’ordre économique

Certes, cet écart grandissant est pour beaucoup dans l’effondrement des mises en chantier de réacteurs dans le monde et les évolutions respectives des filières renouvelables et nucléaire. En Europe, la production électronucléaire était en 2017 inférieure de 100 TWh à son niveau de 2000, tandis que les productions éolienne et photovoltaïque avaient progressé respectivement de 120 et 340 TWh (2). Ce n’est pas seulement la concurrence de l’Hualong, l’EPR chinois, qui balaye le rêve de la France d’exporter son nucléaire, c’est aussi l’orientation du marché.

Toutefois, il ne faut pas perdre de vue que le boom de l’éolien et du photovoltaïque tient aussi à leur part encore limitée dans le mix électrique. Une forte pénétration de ces sources renouvelables mais intermittentes va entraîner des coûts conséquents de gestion de cette variabilité : stockage, conversion en gaz, capacités d’effacement de la consommation* lors des pointes de demande, etc. Inversement, EDF estime que la construction d’EPR en série pourrait conduire à une baisse de l’ordre de 25 % des coûts de production de l’électricité par rapport à Hinkley Point (ce qui reste au passage à vérifier, cet effet d’apprentissage n’ayant pas été observé pour la construction du parc actuel de 58 réacteurs).

Du coup, des systèmes avec très forte pénétration de renouvelables seront-ils compétitifs par rapport à des scénarios où le nucléaire conserverait une bonne place ? Oui, selon une nouvelle étude de l’Ademe portant sur le cas français (3). D’un point de vue économique, le mix optimal, pour des niveaux de demande compris entre 430 TWh et 600 TWh par an, se situerait à 85 % de renouvelables en 2050 et 95 % en 2060. Le coût total hors taxes de l’électricité facturée aux consommateurs serait même moins élevé qu’aujourd’hui, et ce, en intégrant les dépenses actuelles de soutien à la filière renouvelable : 90 euros/MWh, contre près de 100 euros/MWh aujourd’hui. En revanche, décider de la construction d’une quinzaine d’EPR à l’horizon 2060 se traduirait par un surcoût cumulé de 39 milliards d’euros pour le portefeuille des Français par rapport à un scénario d’extinction progressive du nucléaire, dans lequel un tiers du parc historique serait arrêté à 40 ans et un autre prolongé jusqu’à 60 ans. Des résultats qui confirment la nécessité d’un débat public sérieux sur des choix technologiques déterminants pour l’avenir.

3. Une sécurité et une sûreté à renforcer

Si la pertinence économique du nucléaire neuf est remise en cause, il va devenir compliqué de justifier les risques inhérents à ce moyen de produire de l’électricité décarbonée, infiniment plus élevés que ceux associés aux filières renouvelables. Outre le problème irrésolu de la gestion des déchets radioactifs s’ajoute celui de l’accident ou d’actions malveillantes. Pierre-Franck Chevet, patron de l’Autorité de sûreté du nucléaire (ASN) de 2012 à 2018, a déclaré à plusieurs reprises qu’un accident grave en France – dont le coût serait astronomique – est un événement qu’il ne faut jamais exclure. Certains points sont particulièrement fragiles ou exposés, comme les piscines de refroidissement des combustibles usés.

La menace qui pèse sans doute aujourd’hui le plus sur la sûreté des réacteurs est d’ordre économique. La situation financière dramatique d’EDF, liée entre autres à ses investissements hasardeux dans le nucléaire britannique et à la faiblesse récurrente des prix de l’électricité sur les marchés européens du fait de capacités de production excédentaires , réduit ses capacités d’investissement dans la sûreté, qu’il s’agisse de charges récurrentes liées à l’usure des équipements ou de dépenses nouvelles imposées par les normes post-Fukushima.

De la même façon, le recours massif d’EDF à la sous-traitance pour réduire les charges de personnel entraîne des pertes de savoir-faire dans la conduite des installations et nuit à la culture de sûreté. Ces dérives sous pression financière ont entre autres conduit à des fautes graves dans la réalisation de la cuve du réacteur de Flamanville, avec pour résultat que l’ASN, mise devant le fait accompli, a validé la mise en service d’une installation dont les marges de sécurité seront inférieures à ce qui avait été requis au départ. Si la nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie devait aboutir à accroître les surcapacités électriques actuelles, à réduire le nombre d’heures de fonctionnement des réacteurs et donc à dégrader encore plus leur rentabilité, il est à craindre que cela se fasse aussi au détriment de la sécurité d’équipements dont on cherche parallèlement à prolonger la durée de vie.

4. Les inconnues du démantèlement

Enfin, la dégradation des conditions d’exploitation du parc nucléaire complique la conduite et le provisionnement des opérations de démantèlement actuelles et futures. Les opérations actuelles d’EDF concernent neuf réacteurs, qui affichent une dérive des délais et des coûts. Le démantèlement de la petite centrale bretonne de Brennilis, arrêtée en 1985, ne sera pas achevé avant 2038. La dernière évaluation du coût des travaux, 482 millions d’euros, date de 2005 et a été multipliée par 20 par rapport à celle de 1985. Plus spectaculaire, le démantèlement des six vieux réacteurs de la filière graphite-gaz (arrêtés entre 1973 et 1994), qui devait s’achever vers 2033, a été reporté à… 2100, au motif qu’EDF a changé d’option technologique pour mener les travaux.

Ces précédents suscitent des inquiétudes quant à la capacité d’EDF de réaliser le démantèlement de son parc actuel de 58 réacteurs à eau pressurisée (REP), sachant que les premières unités seront mises à l’arrêt à partir de 2020 (les réacteurs de Fessenheim). Dans son rapport sur le démantèlement des installations nucléaires (février 2017), la députée Barbara Romagnan soulignait que les sommes provisionnées par EDF, 350 millions d’euros par REP, étaient les plus basses de l’OCDE, les autres exploitants européens provisionnant entre 900 millions et 1,3 milliard par réacteur. L’électricien tricolore se justifie par le fait qu’il va faire des économies d’échelle. Il avance, d’une part, que son parc est homogène (en exagérant peut-être les économies que cela va générer) et, d’autre part, qu’il va optimiser ses coûts dans la mesure où, parallèlement aux travaux de déconstruction, se dérouleront sur le même site des chantiers de construction de nouveaux réacteurs (ce qui est tout sauf certain). Du berceau à la tombe, y a-t-il encore une bonne fée (électricité) pour le nucléaire ?

  • (1). Selon les énergéticiens de l’association négaWatt. Voir https://bit.ly/2U8pqNa
  • (2). Voir « Le nucléaire français, un problème européen », alternatives-econo miques.fr, 21 novembre 2018 (https://lc.cx/maVA).
  • (3). « Trajectoires d’évolution du mix électrique 2020-2060. Synthèse de l’étude », 10 décembre 2018 (https://bit.ly/2GlEbcT).

* Capacité d’effacement de la consommation

Capacité à réduire la consommation en période de pointe (par exemple, réduire le chauffage électrique d’un degré les soirs d’hiver à 18 heures) de manière à limiter les besoins en capacités de production faiblement utilisées.

Par Antoine de Ravignan

https://www.alternatives-economiques.fr/nucleaire-france-a-lheure-choix/00087747