La prolongation des centrales nucléaires actuelles coûterait bien moins cher que le développement de l’éolien et autres renouvelables

Groupe Indépendant de réflexion sur l’énergie
Pierre Audigier, ingénieur général des Mines (h)
ancien conseiller de la Commission Européenne
Patrice Cahart, inspecteur général 
des Finances (h)
ancien conseiller à la Cour de cassation
Denis de Kergorlay, président exécutif d’Europa Nostra,
la  fédération européenne des associations de défense du patrimoine paysager et monumental    

          Le projet de loi sur l’énergie, venant après le projet de PPE 2019 qui relève du décret, prévoit que d’ici à 2035[1], la part du courant d’origine nucléaire dans la production totale d’électricité devra avoir été ramenée à 50% alors qu’elle est aujourd’hui de l’ordre de 70%. 14 réacteurs nucléaires devraient fermer d’ici 2035. Pour compenser cette perte considérable, notre pays devrait mettre en place, suivant nos calculs, 65 gigawatts (GW) d’énergies renouvelables supplémentaires, essentiellement intermittentes et principalement éoliennes. Il faudrait renforcer en conséquence le réseau de transport et de distribution, ainsi que la capacité de production permettant de pallier l’intermittence des renouvelables (centrales à gaz).

          On notera que, contrairement à ce à quoi on pouvait s’attendre, l’étude d’impact qui accompagne le projet de loi ne traite pas des coûts. Nous avons tenté de combler cette lacune.

         Nous proposons donc dans cette étude de comparer les besoins en investissement :

  • du scénario proposé par le gouvernement, tel que résumé ci-dessus ;
  • et d’un scénario de prolongation de la durée de vie du parc actuel jusqu’à 60 ans ou plus, scénario que nous considérons comme parfaitement réaliste puisque la Nuclear Regulatory Commission américaine (NRC), équivalent de notre Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN), a autorisé le prolongement à 60 ans de la plupart des réacteurs du même type que ceux du parc français actuel et en étudie une prolongation à 80 ans.

          Nous ne traiterons pas de la perte de valeur du parc – liée à la promotion des sources intermittentes. L’enjeu est pourtant de taille [2].

          Le résultat auquel nous aboutissons est le suivant :

• remplacement de la production nucléaire effacée d’ici à 2035 (telle que proposée par le gouvernement) par des renouvelables : investissement de 183,9 Mds ;

•  prolongation, sur la même période, de la durée de vie d’un petit tiers du parc nucléaire existant : 25,1 Mds (les deux autres tiers étant voués à être prolongés de toute façon) ;

• différence, en défaveur des renouvelables : 158,8 Mds (soit 9,3 Mds par an), sans aucune contrepartie pour la collectivité.  

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         I / Le coût de l’investissement en renouvelables qui serait nécessaire

          La future loi fixe un objectif de baisse de la consommation d’énergie de 14% d’ici 2028 ; un objectif dont on peut se demander ce qu’il signifie puisque, en tout état de cause, c’est le consommateur qui décidera. Elle ne se prononce pas, au sein de cet ensemble, sur la consommation d’électricité. Or celle-ci est stable depuis plusieurs années. Pour l’avenir, les facteurs de hausse et de baisse paraissent devoir s’équilibrer.

          Facteurs de hausse de la consommation :

  • petite augmentation de la population ;
  • petite augmentation de son niveau de vie (notamment, de la puissance des ordinateurs domestiques, des tablettes et assimilés) ;
  • extension du parc immobilier, pour répondre à l’accroissement de la population et aussi pour loger ou desserrer les mal-logés ;
  • multiplication des véhicules électriques (voitures, poids lourds, deux roues, trottinettes).

             Facteurs de baisse :

  • effets des mesures d’économie d’énergie, notamment en matière d’isolation des locaux à chauffage électrique ;
  • peut-être, hélas, poursuite de la désindustrialisation de notre pays, en raison des bas salaires des pays émergents ; le développement de la production de véhicules électriques réduira l’activité et donc la consommation de courant des usines françaises, l’élément principal que sont les batteries paraissant voué à venir de Chine malgré l’effort entrepris au niveau franco-allemand.

          Nous avons raisonné à production d’électricité constante sur la période 2018-2035. Cette hypothèse permet à la consommation de s’accroître éventuellement d’un dixième, car la France exporte aujourd’hui, en net, et à perte, 11% du courant qu’elle produit.

          À titre indicatif, détail de cette perte, en ce qui concerne l’éolien :

          + lorsque l’éolien et, accessoirement le photovoltaïque ont pris leur essor, la France avait une production électrique suffisante, assurée par le nucléaire, l’hydraulique et le thermique ; elle exportait déjà, en net ; par conséquent, l’intégralité de la production éolienne et photovoltaïque, apparue postérieurement (environ 6% du total actuel) doit être considérée comme exportée ;

          + sur la période de décembre 2017 à novembre 2018 (douze mois), les exportations d’électricité ont atteint, d’après les statistiques douanières, 3 416 millions € ;

          + le volume ainsi exporté a été de 72,2 millions MWh ;

          + prix moyen obtenu à l’exportation : 3 416/72,2 = 47,3 € le MWh

          + prix, en amont, payé par EDF aux exploitants éoliens : s’agissant d’éoliennes autorisées avant 2017, il atteint en moyenne, après indexation, 89,4 € le MWh (Commission de Régulation de l’Énergie, Délibération du 12 juillet 2018, annexe 1, page 14) ;

          + d’où perte à la charge du consommateur ou du contribuable : 47 %.

          Le projet de loi sur l’énergie prévoit que d’ici à 2035 [3], la part du courant d’origine nucléaire dans la production totale d’électricité devra avoir été ramenée à 50%. Ce qui implique qu’un petit tiers de l’activité nucléaire (21/71èmes) soit remplacé par des renouvelables ou supposés tels, parmi lesquels, en tête, l’éolien.

          Pour apprécier la pertinence de cet objectif, il convient d’estimer d’une part le coût de l’investissement nécessaire à ce remplacement, d’autre part le coût des dépenses de « grand carénage » qui permettraient le maintien de la production nucléaire à son niveau actuel.

        Capacités de renouvelables à installer (première approche)

         En 2018, la production nucléaire a constitué 71 % de la production totale. Pour atteindre l’objectif de 50 % en 2035, il faudrait donc la réduire de 21/71.

          Réduction de volume programmée : 393 TWh [4] (térawatts-heure) x 21/71 = 116 TWh, ou encore 116 000 GWh (gigawatts-heure). C’est la quantité supplémentaire que les renouvelables doivent produire en compensation.

          S’y ajoutent 8 000 TWh au titre des centrales au fioul ou au charbon, qui sont condamnées. Total à fournir par les renouvelables, en sus de leur production actuelle : 124 000 GWh.

        Pour évaluer les capacités de renouvelables à installer en conséquence, nous nous référons à l’Évaluation Environnementale Stratégique de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) [5], relative à la période 2019-2028, mais établie, théoriquement, en harmonie avec l’objectif 2035 indiqué plus haut.

          1/ Éolien terrestre : ce document prévoit (p.140) une progression de l’ordre de 2 gigawatts (GW) par an. Donc 2 GW x 17 ans = 34 GW à installer.

         Production correspondante, compte tenu d’un facteur de charge de 21 % :

         34 GW x 1840 heures = 62 560 GWh

         2/ Éolien « posé » en mer : l’objectif était de 6 MW installés en 2020. Mais les autorisations accordées à ce jour ne portent que sur 3 GW, et les travaux n’ont pas commencé. Il semble difficile, dès lors, d’annoncer plus de 9 GW installés pour 2035.

        Production supplémentaire correspondante, compte tenu d’un facteur de charge de 45 % :

         9 GW x 3940 heures = 35 460 GWh

          3/ Photovoltaïque : la PPE prévoit (p. 140) une progression de l’ordre de 3 GW par an. D’où 3 GW x 17 ans = 51 GWh.

          Remarque : si l’on additionne les progressions prévues pour l’éolien terrestre et le photovoltaïque, on trouve 5 GW par an. Or en 2017 et en 2018, malgré les efforts consentis, cette progression n’a été respectivement que de 2,7 GW et 2,5 GW (Bilans électriques RTE). Nous pouvons donc émettre un doute au sujet des rythmes de production prévus.

           Production supplémentaire correspondante, compte tenu d’un facteur de charge de 14 % :

          51 GW x 1 220 heures = 62 220 GWh.

           4/ Autres renouvelables, à l’exception de l’hydroélectricité qui devrait rester presque stable : la PPE ne fournit pas de prévision chiffée. Nous supposons que la capacité installée doublerait d’ici à 2035, et passerait donc de 2 GW à 4 GW. Donc supplément de 2 GW.

          Production supplémentaire correspondante, compte tenu d’un fonctionnement estimé de 5 000 heures par an :

           2 GW x 5 000 heures = 10 000 GWh.

          5/ Récapitulation : 62 560 + 35 460 + 62 220 + 10 000  = 170 240 GWh.

           C’est beaucoup trop. On ne cherchait que 124 000 GWh. Le projet de PPE souffre de mégalomanie.

           Capacités de renouvelables à installer (deuxième approche)

           Nous avons donc refait les calculs en réduisant de 37 % les taux de production prévus pour l’éolien terrestre et le photovoltaïque.

          1/ Éolien terrestre : 2 GW moins 37 % font 1,26 GW par an.

           1,26 GW x 17 ans = 21,4 GW.

D’où production supplémentaire : 21,4 GW x 1840 heures = 39 380 GWh.

          2/ Éolien « posé » en mer : inchangé, 35 460 GWh.

          3/ Photovoltaïque : 3 GW moins 37 % font 1,89 GW par an.

           1,89 GW x 17 ans = 32,1 GW.

D’où production supplémentaire : 32,1 GW x 1220 heures =  39 160 GWh.

          4/ Autres : inchangé, 10 000 GWh.

          5/ Nouvelle récapitulation des productions supplémentaires :

          39 380 + 35 460 + 39 160 + 10 000 = 124 000 GWh, volume égal à celui qu’on recherchait.

          6/ Récapitulation des nouvelles puissances installées, à financer :

          21,4 + 9,0 + 32,1 + 2,0 = 64,5 GW.

          Remarques : /même après notre correction, il faudrait installer 3,8 GW par an, alors que la progression de la capacité des renouvelables n’a atteint que 2,7 GW en 2017 et 2,5 GW en 2018 ; est-ce réaliste ?

                              / pour compenser la suppression de 18,7 GW de nucléaire, il faudrait installer 64,5 GW de renouvelables ; cet écart résulte de l’intermittence de la plupart de ces derniers, et contribue à expliquer le coût élevé du programme, que nous allons maintenant préciser.

          Coût de ces nouvelles capacités de renouvelables 

          Pour mémoire : la CRE puis la Cour des Comptes [6] ont évalué à 121 milliards le coût des engagements cumulés pris en faveur des énergies renouvelables jusqu’à la fin de 2017. Les dépenses correspondantes devraient culminer en 2025 à 7 179 millions, puis décroître jusqu’à l’extinction de ces engagements passés (2044). En 2035 encore, la dépense avoisinerait 3 milliards. Ce chiffrage dépend évidemment des hypothèses retenues au sujet du prix de l’électricité sur les marchés, car le coût du soutien est égal à la différence entre le prix garanti et ce prix de marché.

          Ces sommes résultent de décisions antérieures à la fin de 2017. Nous les laissons donc en dehors de notre étude, consacrée aux conséquences, sur la période 2019-2035, du choix à effectuer entre le prolongement de l’ensemble des centrales nucléaires et le remplacement des 21/71èmes de leur production par du renouvelable. Mais il est clair que les dépenses résultant des 121 milliards d’engagements déjà pris pèseront sur les finances publiques et sur celles des particuliers durant toute la période que nous étudions – en sus de celles qui vont apparaître à l’issue de nos calculs.

          Les coûts unitaires des équipements à mettre en place sont extraits d’un rapport de l’ADEME de 2016, Coûts des Énergies Renouvelables en France (pages 10 à 17). Nous avons retenu les milieux de fourchettes. Ces chiffres comprennent les coûts de raccordement, entendus semble-t-il au sens strict, c’est-à-dire la jonction des engins au poste de livraison. L’ADEME n’a pas intérêt à minorer ces coûts, raccordement compris, car ils sont pris en compte pour le calcul des prix garantis, et une minoration porterait préjudice aux exploitants, avec lesquels elle entretient des rapports étroits. Un gigawatt égale mille mégawatts (MW).

          1/ Éolien terrestre : 21 400 MW x 1,55 million € = 33, 2 Mds €

           2/ Éolien « posé » en mer : le milieu de fourchette, en 2016, était de 4,5 millions le MW. Eu égard au mouvement de baisse déclenché par l’industrie chinoise, qui semble se poursuivre, et conformément aux prévisions de l’ADEME, nous avons admis pour l’ensemble des années à venir une réduction d’un tiers, en moyenne, par rapport à 2016. D’où un coût moyen de 3 millions.

           9 000 MW x 3 millions € = 27,0 Mds €

           3/ Photovoltaïque : pour le « résidentiel », qui constitue, d’après nos informations, environ 14 % du parc, le milieu de fourchette se situe à quelque 3 millions € le MW. Pour les centrales au sol, qui semblent constituer les 86 % restants, ce milieu se situe à 1,225 million. La moyenne pondérée est de 1,48 millions. Conformément aux prévisions de l’ADEME, et pour les mêmes raisons que plus haut, nous avons abaissé ce chiffre d’un tiers sur l’ensemble de la période 2019-2035. D’où un coût moyen de 0, 99 million.

            32 100 MW x 0,99 million = 31,8 Mds €.

         4 / Autres renouvelables (électriques) : le rapport de l’ADEME ne fournit pas de détail. Il indique simplement, pour le principal élément, la méthanisation (page 41), une fourchette de coûts de 2,5 à 6,0 millions € le MW (en 2011). Nous retiendrons, pour l’ensemble de ce poste « Autres », un milieu de fourchette actualisé de 4,5 millions € le MW.

          2 000 MW x 4,5 millions = 9,0 Mds €.

          5/ Total 1/ à 4/ : 33,2 + 27,0 +31,8 + 9,0 = 101,0 Mds €

À lui seul, l’éolien serait responsable de 60 % de ce coût total.

 

 

          Coût des investissements de réseau

          Les coûts unitaires indiqués par l’ADEME, et incorporés aux résultats ci-dessus, incluent les raccordements jusqu’au poste de livraison, mais non les investissements de réseau, à la charge, pour l’essentiel, de RTE. Il s’agit :

  • de ce qu’on pourrait appeler le second raccordement, du poste de livraison au poste-source ; il varie fortement d’un projet éolien à un autre ; lors de son audition par la commission présidée par M. Julien Aubert, le 9 avril 2019, M. François Brottes, président de la RTE, a évoqué des distances de 50 km à 70 km, constituant peut-être des maxima (compte-rendu p. 2) ;
  • de la mise en place de nouveaux transformateurs ;
  • des renforcements de lignes.

         Pour évaluer ces coûts durant les années à venir, les Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des Énergies Renouvelables ne nous ont été d’aucun secours : ils ne sont pas assez précis, et leur horizon est 2020. Nous avons donc dû nous contenter d’une estimation globale, fournie par M. Brottes lors de l’audition mentionnée (p. 3) : Le coût total pour le raccordement au réseau des énergies renouvelables, financé par le TURPE (c’est-à-dire le tarif d’après lequel sont établies les factures des consommateurs), représente 4,3 milliards d’euros par an. Nous n’avons aucun moyen de ventiler ce coût entre les différentes formes d’énergie renouvelables. Si l’on admet sa stabilité sur la période étudiée, on trouve une dépense de             4,3 x 17 ans = 73,1 Mds €.

 

          Coût d’une force de réserve

         Du fait de l’intermittence de l’éolien et du photovoltaïque, le système va inévitablement connaître des pointes et des creux accrus, notamment l’hiver, quand un grand froid sans vent s’étend sur la France, alors que la consommation atteint son maximum. C’est ce qui s’est déjà produit, par exemple, le 28 février 2018 à 19 heures : production photovoltaïque nulle, production éolienne presque nulle, consommation stimulée par l’éclairage, le chauffage et les feux des cuisinières. L’effondrement du réseau a été évité de justesse.

          En pareil cas, notre pays ne pourra absolument plus compter sur ses voisins. D’abord parce qu’un anticyclone présent sur la France s’étend généralement aussi sur le reste de l’Europe. Ensuite parce que l’Allemagne, la Belgique, la Suisse prévoient de supprimer leurs centrales nucléaires, et que l’Allemagne, de surcroît, tente de fermer ses centrales au charbon ou au lignite, au terme de quelques années. Sur la période étudiée, ces pays seront beaucoup plus demandeurs d’électricité qu’apporteurs.

      1/ Dès lors, notre pays doit avoir une capacité de réserve lui permettant de faire tout seul face aux crises. Elle ne peut, selon le projet de PPE, être nucléaire, puisqu’il est prévu de fermer les centrales nucléaires qui seront désignées et non de les mettre en demi-sommeil. Il ne peut s’agir davantage de centrales au fioul, puisqu’on vient de fermer les dernières, ni de centrales au charbon, puisqu’on va les fermer elles aussi. Reste donc le gaz, combustible polluant, non renouvelable, et dont la consommation va mettre l’Europe, de manière croissante, sous la dépendance de la Russie.

         Le tableau montre la manière dont devrait être couverte, en 2035, une pointe égale à celle de février 2018, qui avait mobilisé une puissance de 96,6 GW.

                    Effacement supplém.             5,0 ?

                    Nucléaire                                 35,5

                    Hydro-électricité                    25,5

                    Éolien et ph.voltaïque           zéro

                    Autres renouvelables            2,0

                    Centr. gaz existantes             12,2

                                                     Total         80,2

                    Centr. gaz nouvelles              16,4

                                                      Total       96,6 GW

          Commentaires :

  • Effacement: les 96,6 GW de la pointe de 2018 s’entendaient après effacements. La question qui se pose est donc de savoir si, en plus des possibilités d’effacements de 2018, supposées maintenues, un effacement supplémentaire pourra être obtenu.

            Dans son rapport de septembre 2017, L’effacement de consommation électrique en France, l’ADEME présente diverses prévisions pour 2035. Par exemple, le « gisement » serait de 2 GW pour l’ensemble du secteur tertiaire. Mais l’évolution récente n’est pas encourageante : d’après les Bilans électriques successifs de RTE, les volumes effacés ont été successivement de 16 GWh au long de l’année 2016, 27 GWh au long de l’année 2017, 22 GWh seulement au long de l’année 2018. L’essor a donc été suivi d’un recul. Et surtout, il s’agit de chiffres d’ensemble, alors que l’on doit surtout considérer la pointe la plus dangereuse, celle de 19 heures. Nous ne voyons pas les ménages arrêter leur chauffage ou éteindre leur cuisinière ; les entreprises industrielles qui fonctionnent encore à cette heure peuvent malaisément s’interrompre ; les magasins tendent à fermer plus tard le soir, ce qui accentue la pointe.

           Pour ces raisons, nous pensons effectuer une prévision très large en supposant, pour cette pointe, en 2035, un effacement de 5 GW, en sus de celui qui fonctionne actuellement.

          Nucléaire : la puissance actuelle, soit 63,1 GW, sera réduite par hypothèse de 21/71èmes, et tombera donc à 44,4 GW. Doit-on la considérer comme entièrement disponible en cas de pointe de consommation ? En temps ordinaire, le facteur de charge des centrales nucléaires est de 90 %. Mais, au cours des dix-sept années à venir, elles vont toutes subir au moins une visite décennale, durant plusieurs mois, et pourront aussi être immobilisées par les « grands carénages ». Il nous a donc paru prudent de retenir une durée de disponibilité de 80 % seulement.  La puissance disponible à tout moment tombe alors, par hypothèse, à 35, 5 GW.

          Hydro-électricité : nous avons considéré que la totalité de la puissance actuelle demeurerait disponible lors des pointes hivernales de 19 heures.

          Éolien et photovoltaïque : zéro, car la pointe critique est provoquée par un anticyclone nocturne, sans vent.

          Autres renouvelables : la puissance, en 2035, devrait être de 2 GW déjà installés et 2 GW nouveaux, d’où un total de 4 GW. Ces installations sont en partie liées à des rythmes agricoles. Nous avons admis un taux de disponibilité de 50 %.

          Centrales à gaz : nous avons admis que la puissance actuelle de 12,2 GW serait toujours présente et disponible. Par différence, un besoin de 16,4 GW apparaît. Pour susciter ces installations destinées à ne fonctionner que durant peu d’heures chaque année, EDF devra passer avec les entrepreneurs des « marchés de capacité » permettant de financer l’essentiel de l’investissement.

          2/ Coût correspondant : les informations disponibles sur la Toile tournent autour d’un coût des centrales à gaz de 0,6 millions € par MW.

          D’où 16 400 MW x 0,6 million = 9,8 Mds €.

           On aboutit, d’après le tableau ci-dessous, à un coût total considérable : 10,8 Mds par an. Pour simplifier, nous n’avons pas pris en compte l’érosion monétaire et n’avons pas effectué d’actualisation économique, étant observé que ces deux corrections se compensent plus ou moins, et surtout que les coûts nucléaires, second terme de notre comparaison, vont être traités de la même manière.

           Récapitulation des investissements en renouvelables 2019-2035

 

 

Capacité à créer

(MW)

Coût unitaire

(millions €)

Coût total

(milliards €)

Éolien terrestre

Éolien posé en mer

Photovoltaïque

Autres renouvelables

Aménagement réseau

Force de réserve

21 400

9 000

32 100

2 000

16 400

1,55

3,00

0,99

4,50

0,60

33,2

27,0

31,8

9,0

73,1

9,8

Total 80 900   – 183,9

          Les 183,9 milliards € seront, pour l’essentiel, empruntés aux banques, car les promoteurs n’ont que de faibles fonds propres. Les intéressés rembourseront ces emprunts, d’une part, au moyen de leurs ventes de courant, d’autre part, au moyen des « compléments de rémunération » qu’ils recevront du compte spécial du Trésor « Transition énergétique » (lui-même alimenté par des prélèvements sur les factures d’énergie des consommateurs). Donc l’ensemble de cette somme pèsera d’une manière ou d’une autre sur l’économie.

         Il faut bien voir que ce sera une charge nouvelle, sans contrepartie aucune pour l’économie, ni pour EDF, ni pour les particuliers. En effet, la production globale d’électricité est supposée constante. Les renouvelables se substitueront simplement à une partie de la production nucléaire, déjà exempte de carbone. Et les émissions de COaugmenteront au lieu de diminuer, du fait des nouvelles centrales au gaz qu’on devra mettre en place pour compenser l’intermittence de l’éolien et du photovoltaïque.

          II / Coût de la prolongation des centrales nucléaires concernées

          L’autre branche de l’alternative consiste à prolonger la totalité du parc nucléaire français, au lieu de se limiter aux 50/71èmes comme en I ci-dessus.

          La prolongation des centrales nucléaires : une bonne solution

          Les centrales nucléaires françaises ont un âge moyen de trente-trois ans.  Comme les américaines qui sont similaires, elles ont été conçues pour durer quarante ans. On se rend compte aujourd’hui qu’elles peuvent aller beaucoup plus loin, sous réserve de dépenses dites de grand carénage (investissements de sécurité, remplacement de certains éléments). Nos centrales ont été implantées avec beaucoup de précautions qu’en Russie ou au Japon, et sont bien mieux surveillées. En une quarantaine d’années, aucun incident grave ne s’est produit. L’affaire de Fukushima est due à un raz-de-marée qui a noyé l’installation de refroidissement ; en France, si loin que l’on remonte dans les archives, il n’y a jamais eu de raz-de-marée [7]. Aux États-Unis, la prolongation de l’âge de quarante ans jusqu’à celui de soixante ans a été autorisée de façon quasi-systématique, et une extension jusqu’à l’âge de quatre-vingts ans est envisagée.

          D’une manière plus générale, le nucléaire civil, forme d’énergie sans émissions de  carbone, est loin d’être condamné par l’histoire. De nouveaux projets surgissent un peu partout. En Chine, une centrale Taï-Chan, de conception française, a été mis en service en décembre 2018 ; une seconde Taï-Chan doit suivre très prochainement, et d’autres centrales, relevant de techniques différentes, sont programmées [8]. D’autres projets suivent leur cours en Inde, au Royaume-Uni (Hinkley Point). Aux Pays-Bas, un des partis au pouvoir a déclaré en novembre 2018 que la construction de centrales nucléaires doit débuter dans les plus brefs délais, si le pays veut atteindre ses objectifs climatiques. Selon un sondage effectué à cette occasion, 54 % des Néerlandais se sont déclarés favorables à cette option. Aux États-Unis, l’arrêt, à la fin de 2014, de la centrale Vermont Yankee n’a pas été compensée par une progression des renouvelables ; elle s’est traduite au contraire par un accroissement de la consommation de gaz ainsi donc que des émissions de      CO2. À la suite de cette déception, l’État de New-Jersey a attribué un soutien financier aux exploitants de réacteurs nucléaires, dans le cadre de sa politique d’énergie propre (avril 2018). En septembre de la même année, cinq gouverneurs de la Nouvelle-Angleterre – pourtant une région de tendance écologiste – ont appelé à soutenir le nucléaire (source : correspondance de l’ambassade de France aux États-Unis).

          Le coût de la prolongation de l’ensemble du parc nucléaire  

          Dans son rapport de mai 2014, Le coût de production de l’énergie nucléaire (pages 15 et 16), la Cour des Comptes a chiffré à 62,5 milliards d’euros de 2010 le coût du grand carénage nécessaire pour prolonger l’ensemble du parc nucléaire français sur la période 2011-2025. Ce chiffrage revient à 4,16 milliards par an.

          Dans cette enveloppe annuelle, la Cour a distingué deux parts : des investissements de sécurité, d’environ 1,8 milliard par an ; des dépenses de maintenance normale et de remplacement de pièces, qui seraient nécessaires même en l’absence de prolongation, pour un montant d’environ 2,3 milliards. Nous ne sommes pas entrés dans cette distinction. En effet, la fermeture d’une partie des centrales permettrait d’économiser à due concurrence les dépenses de la deuxième catégorie comme celles de la première, bien qu’elles ne soient pas nécessaires à la prolongation. Nous avons donc retenu, comme coût de la prolongation, la totalité des 4,16 milliards annuels.

         Comme ce chiffre date de 2010, nous l’avons augmenté de 20 %, au titre de l’érosion monétaire sur huit ans. Les 62,5 Mds € deviennent donc 75 Mds €. En revanche, pour les années à venir, nous n’avons pratiqué, par symétrie avec les investissements en renouvelables, ni actualisation monétaire, ni actualisation au sens de la prévision économique. Les 75 Mds € font, sur les quinze dernières années, 5 Mds € par an. Or le Document de référence 2018 d’EDF ne révèle, pour cette année, que 3,9 Mds € de maintenance nucléaire. Cela signifie-t-il que la dépense de prolongation avait été surestimée en 2014 ? Ou plutôt qu’EDF, considérant que pour des raisons politiques, une partie de ses centrales nucléaires sera de toute façon fermée, n’effectue pas une partie des dépenses de prolongation qu’elle devrait normalement assumer ? Par prudence, nous avons conservé nos 5 Mds annuels. D’où dépense 2019-2035 : 5 Mds x 17 ans = 85 Mds €.

          Remarques sur les déchets

          Nous ne disposons pas d’informations suffisantes pour y ajouter le coût de traitement des déchets hautement radioactifs supplémentaires. Mais ce poste nous semble pouvoir être négligé pour les raisons suivantes :

  • les déchets présents dès aujourd’hui, indépendants du choix de production qui sera fait pour l’avenir (prolongation de la totalité du parc nucléaire ou développement des renouvelables), n’ont pas à être pris en compte dans notre problématique ;
  • si l’enfouissement s’effectue de manière effective à Bure (Meuse), l’ajout des nouveaux déchets ne devrait pas modifier de façon significative l’ampleur et le coût de ce site, car il ne s’agit pas de la totalité des déchets hautement radioactifs à produire par le parc français, mais seulement , suivant notre problématique, de la partie qui pourrait être économisée en fermant des centrales avant 2035, soit un petit tiers (21/71) ; les déchets hautement radioactifs sont au demeurant d’un faible volume ;
  • si l’on renonce à Bure, les déchets nouveaux seront, comme aujourd’hui les déchets anciens, mis en attente durant un nombre indéterminé d’années ; certains scientifiques sont partisans de cette solution, car ils pensent qu’on trouvera un jour un moyen de transformer voire de valoriser ces déchets sans les enfouir.

        Remarques sur le démantèlement

          Les centrales nucléaires existantes devront être démantelées un jour, qu’on les prolonge au préalable ou non. Ces démantèlements seront longs et coûteux. Dans leur principe, ils sont extérieurs à notre discussion d’aujourd’hui.

        Leur date présente néanmoins une grande importance. Si l’on commence à fermer des centrales dès maintenant, EDF ou ses éventuels substituts prendront la dépense de plein fouet. En revanche, si cette série de dépenses est différée de vingt ans ou plus, son poids sera très fortement atténué par la mise en œuvre d’un taux d’actualisation. Par exemple, une dépense de 100 actualisée à 10 % sur vingt ans ne pèse plus que 14,9.

        Ainsi, et bien que nous ne soyons pas en mesure, dès maintenant, de chiffrer l’incidence de ce facteur pour les 21/71èmes du parc nucléaire concernés, l’incidence financière du démantèlement constitue un argument de grand poids contre la fermeture prochaine des centrales, et en faveur de leur prolongation.  

 

 

          Remarques sur les indemnités dues à EDF

          Si l’on contraint EDF à fermer des centrales qui pourraient être prolongées de façon rentable, elle aura droit à des indemnités. Mais celle qui a été arrêtée pour Fessenheim, excellente centrale, semble loin de couvrir le préjudice réel. Et pour la suite, il est à craindre, comme la presse l’a suggéré, que l’on habille les décisions de fermeture de prétextes de sécurité, pour ne rien avoir à verser à la malheureuse entreprise.

       Nous pourrions être tentés de chiffrer les indemnités équitables et de les ajouter au coût de la fermeture des centrales, mal remplacées par les éoliennes et autres renouvelables. Mais, du point de vue de la collectivité nationale, de telles  indemnités ne sont pas des pertes. Ce seraient des transferts entre l’État et EDF. Nous laisserons donc ce poste en dehors de nos chiffrages.

         Le coût de la prolongation de 21/71èmes du parc nucléaire

 

         Comme nous l’avons observé plus haut, la problématique de la prolongation des centrales n’inclut pas la totalité du parc nucléaire français. Elle concerne seulement les centrales qu’il serait nécessaire de fermer pour que la production nucléaire ne constitue plus que 50 % de la production électrique totale : c’est-à-dire les 21/71èmes de ce parc (44,4 GW). Les 50/71èmes restants devraient être prolongés de toute façon.

         Coût de la prolongation incluse dans la problématique :

         85 Mds x 21/71 =  25,1 Mds

 

 

         III/ Comparaison des deux solutions

          Nous sommes maintenant en mesure de comparer les deux termes de l’alternative, sur la période 2019-2035 :

  • remplacement des 21/71èmes de la production nucléaire par des renouvelables : investissement de 183,9 Mds ;
  •   prolongation de ces 21/76èmes : 25,1 Mds ;
  • différence, en défaveur des renouvelables : 158,8 Mds (soit 9,3 Mds par an).

 

          Cet écart colossal n’a rien d’étonnant. Les centrales nucléaires ont le mérite d’exister, avec les lignes qui les desservent. Pour les prolonger, il suffit de travaux complémentaires. En revanche, pour l’éolien et accessoirement le photovoltaïque, tout reste à faire : l’acquisition des appareils (hors de France), leur implantation, et la création de lignes à haute tension qui, compte tenu de la dispersion des sites, sillonneraient tout le pays, à un coût financier, sanitaire et psychologique élevé.

          Les sommes considérables que nous venons de chiffrer manqueraient pour financer les autres volets de la transition énergétique, eux aussi très coûteux, comme on le sait (isolation des bâtiments, mise en place d’un réseau d’alimentation des véhicules électriques).

         Encore faudrait-il ajouter à ce surcoût des renouvelables la charge résultant d’un démantèlement précipité, et donc non atténué, comme nous l’avons dit, par l’actualisation. Et les incidences des 121 Mds € d’engagements pris avant la fin de 2017, non comprises dans notre chiffrage, continueraient de peser sur les consommateurs et les contribuables, durant toute la période étudiée.

        Ainsi, le remplacement des 21/71èmes du parc nucléaire français par des renouvelables ou supposés tels, d’ici à 2035, infligerait à la collectivité nationale une perte accablante, sans aucune contrepartie pour elle, ni pour EDF, puisque l’étude a été effectuée à production inchangée, ni pour la planète, puisque les émissions de CO2   augmenteraient.

[1] L’échéance initiale, fixée à 2025 par la loi LTECV de 2015 relative à la transition énergétique, était considérée dès l’origine comme intenable par presque tous les observateurs. La raison d’être de la réduction à 50 % de la part du nucléaire n’a, rappelons-le, jamais été donnée.
[2] Ainsi, l’arrêt de Fessenheim (1,7 GW) conduit à une diminution de la production du parc de 10 TWh, soit, avec un prix de marché à 50 €/MWh, une perte de recette pour EDF de 500 millions d’euros par an – une ressource dont EDF, endetté comme on sait (33 milliards d’€) aurait bien besoin pour financer l’EPR nouveau.  
[3] L’échéance initiale, fixée à 2025 par la loi de 2015 relative à la transition énergétique, était considérée, dès l’origine, comme intenable par presque tous les observateurs.
[4] D’après RTE, Bilan électrique 2018
[5] Document de 178 pages publié en mars 2019 par le ministère de la Transition Écologique et Solidaire.
[6] Cour des comptes, Rapport sur le soutien aux énergies renouvelables, mars 2018, pages 45-46 et annexe 11.[7] En 1999, la centrale du Blayais (Gironde) a subi une inondation partielle, sans conséquences graves, à la suite d’une tempête. Depuis, elle a été mise à l’abri par des travaux de sécurité qui ont donné satisfaction à l’Autorité de Sécurité Nucléaire, connue pour sa rigueur.   
[8] Hervé Machenaud, ancien directeur d’EDF pour l’Asie et le Pacifique, a publié en avril 2019 un article sous le titre « Le nucléaire de demain sera chinois ». 

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