TRANSITION ÉNERGÉTIQUE

Transition énergétique : l'ambiguïté nucléaire

Transition énergétique : l'ambiguïté nucléaire

Quelle sera la réalité de la réduction du nucléaire à 50 % de la production d'électricité en France ? Le maintien d'une capacité nucléaire de 63 GW ou la réduction d'un tiers de cette capacité avec l'arrêt définitif de 24 réacteurs nucléaires ?

Le projet de loi sur la transition énergétique, présenté en juin 2014, est très ambigu sur la question du nucléaire. L'exposé des motifs dit que les énergies renouvelables devraient fournir 27 % en 2020 et 40 % en 2030 de notre électricité. On peut en déduire qu'entre ces deux dates, elles devraient fournir 33 % de notre électricité en 2025.

D'un autre côté, le titre 1er parle de l'objectif de "baisser la part du nucléaire dans la production d’électricité à 50% à l’horizon 2025" : à l'horizon, pas à la date de 2025. Par la suite surtout, aucun article ne précise les proportions d'électricité nucléaire et d'électricité renouvelable dans la production totale en 2025.

Seul l'article 55 " ... pose les principes d’un plafonnement à son niveau actuel de notre capacité de production nucléaire (63,2 GW)." Cette limite n'empêcherait pas de produire plus d'électricité nucléaire avec une même puissance installé, car de nouveaux réacteurs remplaceraient les anciens tout en ayant un taux de charge plus élevé.

Au cours des quatre dernières années, le nucléaire a produit en moyenne 409 TWh d'électricité par an, soit 75 % d'une production totale moyenne de 546 TWh par an. La consommation brute moyenne a été de 501 TWh, en incluant la consommation pour le pompage des STEP, et le solde exportateur moyen a été de 45 TWh.

Entre 2004 et 2013, la population métropolitaine a augmenté de 5,3 % (de 60,5 à 63,7 millions d'habitants). Le PIB (produit intérieur brut) a augmenté de 8,5 % en volume, donc hors inflation, de 1.892 à 2.052 milliards d'euros (€2010).

Dans le même temps, la consommation brute d'électricité (production totale diminuée du solde des échanges) a seulement augmenté de 3,1 % (de 487 à 502 TWh). Pour sa part, la production totale n'a augmenté que de 0,4 % (de 549 à 551 TWh).

La consommation d'électricité a augmenté moins vite que celle de la population et que celle du PIB, malgré les nouveaux usages de l'électricité et l'augmentation du parc de logements avec chauffage électrique. Cette consommation d'électricité serait restée stable avec de meilleures incitations à l'efficacité et à la sobriété énergétique.

Consommation d'électricité en France en 2025

Diverses études récentes estiment quelle serait la consommation d'électricité en France en 2030, selon différentes hypothèses et points de vue. Connaissant la situation actuelle, on peut en déduire par interpolation quelle serait la consommation en 2025.

Par exemple, transposée à 2025, une étude des industriels de l'électricité évalue cette consommation à 540 ou 550 ou 590 TWh par an, cette dernière valeur supposant une croissance économique de 2,5 % chaque année peu imaginable en France.

RTE (Réseau de transport de l'électricité) évalue quatre situations différentes en tenant compte de la démographie, de la croissance économique, de l'efficacité énergétique ... La consommation d'électricité serait alors de 478 TWh (en diminution) ou 512 TWh ou 525 TWh ou 564 TWh en 2025, sur la base de l'étude faite pour 2030 (interpolation).

La consommation la plus élevée suppose une forte augmentation de la population, une forte croissance économique, de nouveaux usages de l'électricité, une augmentation du chauffage électrique et des transports électriques, ainsi qu'une faible progression de l’efficacité énergétique.

En ajoutant un solde exportateur moyen de 50 TWh dans les échanges, la production totale d'électricité serait alors de 530 TWh (réaliste) à 640 TWh (peu probable). On est bien loin d'une production de 820 TWh prônée par les tenants de l'électronucléaire, qui prétendent réduire à 50 % la part du nucléaire dans la production d'électricité en augmentant simplement la production totale de 49 % en douze ans, sans modifier la capacité du parc de réacteurs nucléaires ni la production d'électricité nucléaire.

La situation la plus probable est celle d'une stabilité de la consommation d'électricité entre 2014 et 2025, autour d'une consommation brute de 500 TWh par an et une consommation nette (finale) de 460 TWh par an après déduction de la consommation du pompage des STEP et des pertes en ligne des réseaux de transport et de distribution. La production totale est portée à 550 TWh par an, ce qui offre une réserve de sécurité tout en permettant de conserver un solde exportateur positif de 50 TWh dans les échanges d'électricité avec les pays voisins.

Dans ce cas, la production d'électricité nucléaire est réduite à 275 TWh/an en 2025, soit 50 % de la production totale. L'électricité produite par les combustibles fossiles (fioul, charbon, gaz) reste à son niveau de 50 TWh/an. La production d'électricité renouvelable devient 225 TWh/an, dont 65 TWh d'origine hydraulique et 160 TWh/an provenant des autres énergies renouvelables (éolien, solaire, biomasse ...).

Transition énergétique : l'ambiguïté nucléaire

Outre l'incertitude au niveau de l'année 2020, on remarque la faible progression annuelle de l'électricité d'origine renouvelable : 79 TWh en douze ans, soit 6,5 TWh par an. On note aussi qu'il faudrait augmenter très fortement la production d'électricité fossile d'ici 2025, avant que cette production ne retrouve à peu près son niveau actuel en 2030.

La disparition de 129 TWh d'électricité nucléaire d'ici 2025, pour respecter le critère de 50 %, correspond à la production moyenne des 22 réacteurs les plus anciens, le dernier de cette série étant St-Laurent-B2 mis en service en août 1983.

Cependant, 34 réacteurs nucléaires atteindront la limite d'âge de 40 ans d'ici fin 2025. Avec une capacité totale de 31.620 MW, ils ont produit en moyenne 208,6 TWh par an au cours des dix dernières années (taux de charge de 75%).

A moins de réduire fortement notre consommation d'électricité, d'annuler notre solde exportateur de 50 TWh/an et d'accélérer le développement de l'électricité renouvelable, nous sommes mis devant le fait accompli d'avoir à prolonger la durée de vie d'une douzaine de réacteurs nucléaires avant 2025. Ce qui nous engagerait pour dix ou vingt ans de plus avec ces vieux réacteurs. La construction de nouveaux réacteurs nous engagerait pour une durée plus longue encore et à un coût bien supérieur.

La situation ne sera guère différente au cours des cinq années suivantes, période pendant laquelle quinze autres réacteurs atteindront la limite d'âge des 40 ans. Réacteurs d'une puissance cumulée de 18.970 MW et dont la production moyenne est de 124 TWh/an.

Lire : " Les 58 réacteurs nucléaires de trop en France " pour d'autres détails

34 réacteurs nucléaires auraient plus de 40 ans avant 2025

La capacité des 58 réacteurs nucléaires en activité en France est de 63.130 MW, soit 63,1 GW. Leur production moyenne a été de 416,4 TWh par an (416 milliards de kWh) au cours des dix dernières années (2004 à 2013).

Les trente-quatre réacteurs qui auraient plus de quarante ans avant la fin 2025, s'ils ne sont pas mis hors service entre temps, ont été mis en service entre janvier 1978 pour Fessenheim-1 et décembre 1985 pour Paluel-2 (date de connexion au réseau).

Transition énergétique : l'ambiguïté nucléaire

Equilibre des investissements : économies d'énergie et renouvelables

En absence de sobriété énergétique et si les investissements sont faibles dans le domaine de l'efficacité énergétique, la production totale d'électricité augmente. En respectant la proportion de 50 % d'électricité nucléaire et sans augmenter la production d'électricité fossile (50 TWh), les investissements devront alors être plus importants pour les énergies renouvelables afin de produire une plus grande quantité d'électricité.

Transition énergétique : l'ambiguïté nucléaire

Coût de la prolongation des réacteurs nucléaires

Pour prolonger la durée d'exploitation des réacteurs nucléaires, plusieurs équipements doivent être remplacés : générateurs de vapeur ... La sécurité doit aussi être renforcée pour répondre à des exigences nouvelles.

Certaines normes de sécurité ne sont pas encore définies et le niveau de sécurité choisi a une influence sur le coût des modifications apportées aux réacteurs. Sans être connu avec précision à ce jour, le coût de la prolongation pour dix ou vingt ans de leur durée d'exploitation serait plus proche de deux milliards d'euros que d'un seul, pour chaque réacteur.

Coût comparé du nucléaire nouveau et des renouvelables

Une étude " Coût de l'électricité : nucléaire EPR, éolienne, photovoltaïque " compare le coût de production de l'électricité selon que celle-ci sera produite par de nouveaux réacteurs nucléaires ou par les principales énergies renouvelables. D'autres études donnent des indications sur le coût de l'électricité éolienne ou solaire, dont une mettant en évidence que le coût de l'électricité solaire en Allemagne est déjà inférieur à celui de l'électricité nucléaire en Grande-Bretagne dans dix ans.

Note :

Les STEP sont des stations de transfert d'énergie par pompage permettant, aux heures de forte demande, d'injecter sur le réseau de l'électricité stockée sous forme de potentiel hydraulique lorsque la demande est faible (la nuit).

Transition énergétique : l'ambiguïté nucléaire

Coût des nouveaux réacteurs nucléaires :
trop cher, trop tard

Les nouveaux réacteurs nucléaires coûtent trop cher (EPR à 8,5 Md€) et prennent trop de temps à construire, comparés aux autres moyens de produire de l'électricité, y compris par rapport aux nouvelles énergies renouvelables (éolienne et solaire entre autres).

Le coût de l'électricité produite par des réacteurs nucléaires construits depuis des années ou des dizaines d'années n'a aucune commune mesure avec celui d'éventuels nouveaux réacteurs, qui entreraient en service vers 2018 et au-delà. Le coût de production actuel de l'électricité nucléaire, résultat d'un passé révolu, ne peut donc justifier la construction de nouveaux réacteurs nucléaires.

Depuis l'origine et dans tous les pays, le nucléaire a bénéficié de fonds publics pour se développer, soit dans le cadre de compagnies publiques (possédées par l'Etat), soit dans le cadre d'aides diverses apportées à des compagnies privées et avec des tarifs réglementés assurant la viabilité de ces entreprises. De cette façon, tous les risques sur les coûts de construction et sur les coûts de production sont pris en charge par le consommateur.

Dans un cadre d'économie libérale pure, aucune compagnie privée n'aurait jamais pris le risque économique et financier de construire le moindre réacteur nucléaire. En effet, sur un marché libéralisé de l'électricité, les risques sont en principe pris par le fournisseur et le retour sur investissement doit être plus rapide. Mais différentes mesures permettent à l'industrie nucléaire de préserver ses intérêts, parfois en faisant payer à l'avance par les consommateurs une partie des futurs coûts de construction des réacteurs nucléaires.

Une étude du Congrés américain de mai 2008 portant sur 75 réacteurs dont la construction a commencé entre 1966 et 1977 montre que le coût réel de construction, sans les frais financiers ("overnight cost") a été trois fois supérieur au coût annoncé (2.960.000 dollars par mégawatt au lieu de 940.000 dollars par MW). Le coût "overnight" est celui qui correspondrait à une construction "dans la nuit", sans aucun frais financier ou intérêt intercalaire. C'est donc un coût de beaucoup inférieur au coût effectif, compte tenu de l'importance des coûts financiers pour une construction durant au minimum cinq ans et présentant d'importants risques économiques.


Le coût moyen de l'électricité nucléaire serait de 50 à 65 euros par MWh (5 à 6,5 c€/kWh) pour les nouveaux réacteurs nucléaires, selon une présentation d'Areva d'avril et juin 2009 [retirée de son site : Business and strategy overview - Appendix 1 - Nuclear : a critical part of the solution - april 2009 (p5) et june 2009 (p59) ]. Le coût de 60 euros par MWh est repris dans le rapport d'octobre 2010 (p92). Mais ce coût est déjà dépassé.

Le coût du MWh nucléaire serait voisin de 100 dollars par MWh (70 euros/MWh), avec un coût de construction de 5.000 à 6.000 dollars par kW (5 à 6 milliards de dollars ou 3,6 à 4,3 milliards d'euros pour 1.000 MW) pour un nouveau réacteur construit selon "l'état de l'art" aux Etats-Unis et en Europe, selon UBS, la banque d'investissement suisse (UBS Investment Research - Q-Series : Global Nuclear Power - 4 april 2011).

Le coût serait de 81 107 euros par MWh pour l'EPR de Flamanville construit pour EDF. Ce réacteur nucléaire devait coûter 3,3 milliards d'euros à construire et produire de l'électricité pour 46 euros le MWh (mégawatt-heure), soit 4,6 centimes le kWh (kilowatt-heure), selon une brochure EDF d'octobre 2006, reprise en juillet 2008. En juillet 2010, le coût de construction de l'EPR devient quatre milliards d'euros.

Le coût de l'électricité de 60 euros/MWh en 2009/2010 se décompose en un coût du capital de 70% (soit 42 euros) et de 30% pour le reste (soit 18 euros). Avec un coût de construction de six milliards annoncé en juillet 2011 (au lieu de 4 Mds d'euros), pour une mise en service en 2016, le coût du capital devient 63 euros dans le coût du MWh, soit un coût total de 81 (63+18) euros/MWh, ou de 8,1 c€/kWh.

Avec un coût de construction de 8,5 milliards d'euros annoncé en décembre 2012, le coût du capital devient 89 euros dans le coût du MWh, soit un coût de production total de 107 euros/MWh (89+18) ou de 10,7 c€/kWh. Ceci est le coût de production à la sortie de la centrale électrique, auquel il faut ajouter d'autres coûts (transport, distribution ...) avant d'obtenir le prix visible sur sa facture EDF.


Une étude de l'Etat de Californie publiée en janvier 2010, considère trois formes de propriété des centrales électriques :
- les installations marchandes, financées par des investisseurs privés et qui vendent l'électricité sur le marché concurrentiel en assumant un degré de risque élevé, car ils peuvent ne pas être en mesure de vendre toute leur électricité si leur prix est trop élevé,
- les compagnies privées traditionnelles (IOU : Investor-Owned Utilities) qui vendent leur électricité sur un marché réglementé, comme en France avant la libéralisation,
- les entreprises publiques (POU : Publicly-Owned Utilities) qui ont accès à des coûts de financement moins élevés, car sans risque pour les banques.

Transition énergétique : l'ambiguïté nucléaire

Pour une centrale électrique mise en service en 2018 en Californie, l'électricité éolienne est toujours la moins chère à produire, comparé au nucléaire :
- sur un marché privé concurrentiel, le coût du kilowatt-heure d'électricité nucléaire sera plus élevé que celui de tous les autres moyens de production, y compris le solaire photovoltaïque et le solaire thermodynamique (centrales à concentration),
- pour une entreprise privée bénéficiant de tarifs réglementés (IOU), l'électricité nucléaire sera à peine moins chère que l'électricité solaire, et serait plus chère pour une mise en service en 2020,
- c'est seulement dans le cadre d'une entreprise publique que l'électricité nucléaire sera moins coûteuse que l'électricité solaire, mais cet avantage serait provisoire.

On remarque la différence de coût du kWh très importante pour le nucléaire entre celui d'une entreprise publique (POU) sur un marché réglementé et celui d'une entreprise privée (marché) sur un marché concurrentiel libre. Cela provient de l'importance du risque économique et financier pour le nucléaire, entraînant des frais financiers beaucoup plus élevés sans garantie publique (Etat) lors de la construction et un plus faible taux d'utilisation (taux de charge), une partie de l'électricité étant trop chère (et donc non produite) à certaines périodes en regard d'autres moyens de production.


Les coûts du nucléaire vont encore augmenter, avec les besoins d'une meilleure sécurité mis en évidence par la catastrophe de Fukushima Daiichi au Japon : gestion du combustible usé dans les piscines de refroidissement des réacteurs, installations de pompage ...

Eolien et parfois solaire moins chers que le nouveau nucléaire.

En France, le prix d'achat par EDF de l'électricité d'origine éolienne terrestre est de 82 euros le MWh pendant les dix premières années et de 28 à 82 euros le MWh (2,8 à 8,2 c€/kWh) les cinq années suivantes, selon les sites (tarif 2010-2011).
En France, le coût d'achat de l'électricité solaire photovoltaïque est encore élevé dans le cas de l'intégration totale au bâti (IAB, spécificité française), mais est déjà concurrentiel avec celui du nucléaire EPR pour les grandes installations.

En Allemagne, pourtant moins ensoleillée que la France, le coût d'achat de l'électricité solaire photovoltaïque est de 9 à 13 c€/kWh selon les installations (été 2014), mais une politique énergétique plus cohérente permet à la filière de se développer. Solaire moins cher pour les grandes centrales que le futur nucléaire EPR britannique (lire : Nucléaire anglais / solaire allemand : le photovoltaïque coûte moins cher . Le prix d'achat pour l'éolien est similaire à celui pratiqué en France.

En Allemagne, les énergies renouvelables comptaient déjà pour 24% de la production d'électricité en 2013 (152 TWh sur un total de 634 TWh), malgré des moyens hydrauliques limités (géographie oblige) et des potentiels éolien et solaire inférieurs à ceux de la France.

Voir aussi :

- Production électrique nouvelle 2011-2015 : éolien et solaire dépassent le nucléaire

- Réacteurs nucléaires mis en service : 2011-2015

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Au nom de quoi léguer pour des milliers d'années à des centaines de générations des produits toxiques qui n'auront servi au bien être que de deux ou trois générations ?
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