Rôle possible du nucléaire dans le futur mix énergétique néerlandais

Septembre 2020 . Rapport au Parlement néerlandais. Version intégrale (POSSIBLE ROLE OF NUCLEAR IN THE DUTCH ENERGY MIX IN THE FUTURE 1st September 2020)

“Le Parlement néerlandais s’intéresse particulièrement à la position actuelle des organisations internationales  concernant l’énergie nucléaire et au sens  qu’il faut donner à des expressions comme « des coûts et des calendriers toujours croissants pour la construction de centrales nucléaires ». Ce rapport vise à donner un aperçu des différents aspects de l’énergie nucléaire et de son rôle possible dans le mix énergétique néerlandais en 2050. Une série de questions portant sur des aspects spécifiques a été identifiée, les réponses à ces questions visent à établir une vue d’ensemble et à aider à comprendre les enjeux. »

Cf aussi un tweet de ouinuc https://twitter.com/ouinuc/status/1322563470055952390?s=09

Conclusion :  Le nucléaire est une énergie sûre, pilotable et à faible empreinte carbone, capable de fournir un flux continu et sécurisé d’électricité pour les générations à venir.

« D’après les informations recueillies pour le présent rapport et l’analyse entreprise, plusieurs conclusions pertinentes pourraient être tirées. Le nucléaire est une énergie sûre, pilotable et à faible empreinte carbone, capable de fournir un flux continu et sécurisé d’électricité pour les générations à venir. Pendant plusieurs décennies, l’énergie nucléaire a été l’une des sources d’électricité les moins chères et  c’est bien toujours le cas pour les unités aujourd’hui  en fonctionnement. Comme le montrent de nombreuses études internationales, la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires en exploitation est  de toutes les alternative disponible celle qui  réduit les émissions de CO2 au coût le plus bas. »

Le nouveau nucléaire(EPR) : les risques seront maitrisés

« La principale question aujourd’hui reste l’économie du nouveau nucléaire…

Après les accidents survenus à Three Miles Hihgland  aux États-Unis en 1979 et en URSS à Tchernobyl en 1986, aucune nouvelle centrale nucléaire n’a été commandée aux États-Unis et en Europe occidentale. Après 20 ans sans nouvelles activités de construction, de nouveaux projets de construction ont été lancés en Finlande (2005), en France (2007) et aux Etats-Unis (2013). En raison de problèmes intrinsèques à la conception de nouveaux prototypes  (FOAK, first of a kind) et de la perte d’expérience en matière de construction et de réglementation, ces projets ont été confrontés à d’importants retards de construction et à des dépassements de coûts. Les leçons tirées de l’expérience européenne et américaine ont été adoptées pour la construction en Chine ou en Corée du Sud. Le cas  Chinois (EPR de Taishan) nous montrent que ces problèmes de construction sont solubles, ce qui permet réduire considérablement, voire de supprimer  les dépassements de temps et de coûts.

Si un pays comme les Pays-Bas choisissent une usine d’un nouveau prototype auprès d’un fournisseur expérimenté, on peut maintenant s’attendre à ce que les risques de retards majeurs dans la construction et de dépassements de coûts soient limités. L’élément important reste la préparation du projet, c’est-à-dire que suffisamment de temps  soit consacré au développement du projet, à l’ingénierie détaillée et à l’octroi de licences, de sorte qu’aucune surprise ne surgisse pendant la phase de construction. »

Commentaire : Taishan : le retour d’expérience déjà à partir de 2 réacteurs réduit consiudérablement les délais et donc les coûts.

« La construction d’EPR à Taishan a été remarquable pour tester avec succès de nouvelles techniques de construction. D’importants gains sur la voie critique ont été réalisés sur  l’installation du revêtement de confinement, le levage du dôme de confinement et le soudage du circuit primaire. La construction de deux unités sur le même site a également permis d’optimiser les ressources de construction, tant les travailleurs que l’équipement.  L’organisation du site a permis de passer d’un réacteur à l’autre, pour faire face aux goulots d’étranglement de la construction.  Les leçons apprises lors de la mise en service de l’unité 1 ont entraîné une période de mise en service considérablement plus courte pour l’unité 2 »

Commentaires : les difficultés de l’EPR de Flamanville et de celui d’Olkimuoto s’expliquent par une conjonction de facteurs : long laps de temps sans construction de centrale, effet prototype ( les dépassements de Flamanville n’ont pour un projet prototype de cette ampleur rien d’exceptionnel ; rôle de l’ instabilité politique et régulatoire pour Olkiluoto.

« Une comparaison intéressante des différents facteurs influençant les coûts de construction des centrales nucléaires pourrait être faite. Comme prévu, le FOAK et NOAK (First of a Kind ; Not First of a Kind) sont le principal moteur, y compris le niveau de développement associé de la conception et similaires. Des facteurs de réductions de coûts importantes sont la stabilité réglementaire, la chaîne d’approvisionnement expérimentée ainsi qu’une surveillance rigoureuse par le propriétaire/exploitant, les éventuels litiges »

Des solution innovantes pour le financement

Un autre obstacle économique lié à l’utilisation de l’énergie nucléaire est le coût du financement. Le long lapse de temps de l’ouverture du projet à l’exploitation de la centrale, conjugué aux conditions d’un marché déréglementé et des incertitudes sur le prix futur incertain de l’électricité entraînent un coût du capital plus élevé que pour les unités dont le volume d’investissement est plus faible. De nouvelles approches sont utilisées par les gouvernements pour réduire les risques financiers potentiels, en utilisant différents mécanismes, c’est-à-dire le modèle RAB (Regulated asset‐based) ou en mettant en place (partiellement) des véhicules spéciaux appartenant à l’État qui peuvent accéder à des coûts d’emprunt extrêmement faibles. Bien que des mécanismes de soutien similaires soient également adaptés aux ERV(Energies Renouvelables Variables), de telles approches sont encore beaucoup plus importantes pour le nucléaire, parce que la contribution des coûts de financement au LCOE est beaucoup plus élevée.

Commentaires : Une part importante du coût du nouveau jucléaire est le financement. Il peut être considérablement réduit par des stratégies dapatées.

LCOE du  nouveau nucléaire : LCOE et LCOE* (tenant compte des coûts systèmes)

On peut s’attendre à ce que le LCOE pour une centrale nucléaire de type EPR  aux Pays-Bas (en 2040) soit de 72 €/MWh). Cette LCOE est 40 % plus élevée que la LCOE pour l’éolien off-shore, par exemple, mais il est imporant de considérer que, dans ce chiffre, les coûts système ne sont pas pris en considération. Étant donné que l’énergie nucléaire est une source d’électricité pilotable et que l’énergie éolienne et solaire ne le sont pas, les coûts du système pour l’énergie nucléaire sont inférieurs à ceux des deux autres. Grâce à cette correction des coûts du système, la LCOE* (LCOE tenant compte des coûts systèmes) pour les nouveaux nucléaires est de 74 €/MWh (gamme d’incertitude 56‐111 €/MWh) par rapport à l’éolien offshore 85€/MWh (gamme d’incertitude 64‐128 €/MWh). En outre, il convient de souligner que le calcul de la LCOE (et de la LCOE*) suppose un WACC (coût moyen pondéré du capital) différent pour le nucléaire par rapport à l’Energie Variable : 7 % pour le nucléaire et 4,3 pour les ERV.

Avec de nouvelles approches, où le coût du financement du nucléaire serait considérablement réduit,(c’est-à-dire avec  des règles du jeu équitables), l’avantage sur le plan des coûts du nucléaire est encore plus grand. Comme le montre l’analyse de sensibilité, tout en supposant un WACC de 7 % pour le nucléaire et l’ERV, la LCOE pour le nucléaire, même sans tenir compte des coûts système, est au même niveau que l’éolien offshore. Corrigé pour les coûts du système, le nucléaire peut plus que rivaliser avec les ERV, et pourrait être déployé avec succès pour maintenir un réseau stable et fiable.

Pour toutes les sources d’électricité à investissement élevé (nucléaire, éolienne, solaire photovoltaïque, charbon, etc.), il est important qu’une unité de production soit opérationnelle pendant un nombre suffisant d’heures, afin de générer les revenus pour rembourser l’investissement. Pour cette raison, les centrales nucléaires (futures) seraient mieux déployées (économiquement) tout en fonctionnant à une capacité de 75 % en mode de charge de base, ce qui rendrait le reste de la capacité disponible pour répondre aux besoins du réseau à moyen et long terme et/ou pour produire de l’hydrogène vert.

Commentaire : pour le calcul du LCOE, voir fin de page Point sur le LCOE et le LCOE*

Les coûts systèmes à rajouter au LCOE (coût d’équilibrage :  stockage, gestion de l’intermittence, coût de profit : tenant compte de la valeur de l’électricité délivrée sur le marché, Coûts d’adaptation du réseau ). Ces coûts dépendent fortement de la pénétration des ERV sur le réseau.

Commentaire : Le LCOE sans les coûts systèmes

L’intérêt des Small Modular reactors

Les difficultés croissantes dans le financement de la construction de grands réacteurs GEN III, conjuguées à la nécessité d’une production pilotable à faible émission de carbone, stimulent la politique et l’intérêt des investisseurs pour les SMR (Small Modular Reactors). Ce type de réacteur nucléaire pourrait être financé plus facilement et repésenter un fort atout supplémentaire pour la fission nucléaire. Les SMR sont beaucoup plus petits et de puissance plus faible  (jusqu’à 400 MW) que les réacteurs existantes et sont destinés à être construits de manière modulaire. Même si le coût moyen d’investissement par unité de capacité (MWe installée) est comparable (ou supérieur) à celui des grands réacteurs conventionnels, la taille plus petite du projet et les délais plus courts des SMR promettent de faciliter le financement. La conception modulaire et la construction d’usines atténuent le risque de gestion de projet, qui est l’obstacle le plus important au financement des projets nucléaires GEN III.

Plusieurs designs de SMR présentent des avantages inhérents à la sécurité, ce qui pourrait faciliter les licences et améliorer l’acceptation sociale. Contrairement à l’appétit d’investissement privé hésitant pour les grands réacteurs GEN III dans les conditions financières actuelles, les RSM attirent un capital-risque privé considérable pour la R&D. Les petits et moyens réacteurs permettent un investissement plus progressif, permettent de mieux répondre aux besoins du réseau et sont plus facilement adaptés à d’autres usages , notamment le chauffage urbain, la production industrielle de chaleur ou d’hydrogène. Néanmoins, aucun des modèles SMR n’a encore atteint la maturité commerciale.

Performance climatique, sureté du nouveau nucléaire, problème résolu  des déchets

L’énergie nucléaire n’émet pratiquement aucun gaz à effet de serre. La chaîne d’énergie nucléaire complète, de l’extraction de l’uranium à l’élimination des déchets, en passant par la construction de réacteurs et d’installations, n’émet que 2 à 6 grammes de CO2 par kilowattheure. C’est encore moins que l’énergie éolienne et solaire, et jusqu’à deux ordres de grandeur en dessous du charbon, du pétrole et du gaz naturel.

Les grandes centrales nucléaires GEN III ainsi que (certains) des concepts de SMR sont « intrinsèquement sûres », c’est-à-dire la permettent la minimisation des accidents et l’exclusion des conséquences hors site, même dans les cas où un accident hypothétique se produit. Le déploiement de ces réacteurs permettrait la construction également dans des pays très peuplés, sans préoccupations significatives concernant la sécurité par la population située dans les environs.

D’importants progrès ont été réalisés dans la gestion des déchets radioactifs de forte radioactivité et  de longue durée. L’élimination dans des conditioonements spéciaux ( vitrification, acier, ciment) dans des couches géologiquement stables dans le sous-sol profond est internationalement considérée comme une solution sûre. Des exemples réussis  existent déjà dans les pays nordiques. La non-prolifération est contrôlée au niveau international par l’AIEA et dans l’UE, par les propres régles de l’Union Européenne.

Il revient  à chaque pays d’équilibrer les inconvénients et les avantages du nucléaire. Le nucléaire ne doit pas être considéré comme étant en concurrence avec des sources d’ Energies Renouvelables  Variables, comme l’énergie éolienne ou solaire. 

Néanmoins, comme la réduction des émissions de carbone devient une priorité politique et publique, les sources nucléaires et renouvelables pourraient avoir un rôle beaucoup plus important à jouer. Le problème est qu’aucune source « renouvelable » n’a été démontrée avoir la capacité de fournir l’électricité « de base » en tous temps pour remplacer les grandes centrales à combustibles fossiles. Compte tenu de la discussion ci-dessus et dans les limites de cette étude, un rôle possible du nucléaire dans le mix énergétique pour les Pays-Bas au-delà de 2030 est discuté ci-dessous.

Rôle possible du nucléaire dans le futur mix énergétique néerlandais .

« Le nucléaire est une technologie de production à investissement élevé et à faible coût. Si pour des raisons économiques et non techniques, les centrales nucléaires ne doivent pas être utilisées comme unités « Peaker », l’expérience d’EDF montre que les réacteurs nucléaires peuvent être utilisés en mode  de suivi de charge. Dans la voie vers un système énergétique décarboné, le nucléaire pourrait avoir un rôle important à jouer, en complétant les Energies Renouvelables  Variables comme le solaire photovoltaïque, l’éolien terrestre et offshore, dans les scénarios d’utilisation suivants :

- Pleine charge : dans cette option, les centrales nucléaires fourniront une part importante de la production de charge de base requise. Comme le nucléaire peut fournir l’énergie nécessaire d’une manière stable (indépendamment des conditions météorologiques), il est une source d’énergie rentable et fiable. Un autre avantage est que l’utilisation des terres pour les centrales nucléaires est négligeable. Le nucléaire est de loin le moyen le plus concentré de produire de l’électricité.

- Pour partie Pleine charge/Suivi de charge: Le nucléaire est une source pilotable et est techniquement capable d’équilibrer la puissance du réseau électrique. Il est important que la pilotabilité ne compromette pas le facteur d’utilisation des unités. Dans un mix de système électrique ne contenant que des Energies Renouvelables  Variables et des « peaker », l’utilisation des ERV sera nettement inférieure à 100%. On s’attend à ce que dans le système électrique dominé par les ERV, les centrales nucléaires fonctionnent économiquement  lorsqu’elles fonctionnent entre 75 et 100 %, ce qui se traduira par un facteur de capacité effectif de 75 % à 95 %. D’un point de vue économique, une telle opération pourrait être plus bénéfique que la première, selon les décisions sur la façon de maintenir la stabilité du réseau dans un mix énergétique ERV élevé. L’avantage pour l’utilisation des terres est similaire à la première option.

- Pour partie pleine charge/Production d’hydrogène vert pour le secteur des produits chimiques et des transports : Dans le secteur de l’électricité, une certaine décarbonation a été réalisée et elle se poursuit rapidement. Il est important que le secteur des transports suive. Il est raisonnable de penser que l’électrification du secteur des transports commerciaux et lourds sera difficile et que le P2G (Power to Gas) sera la meilleure solution pour parvenir à une décarbonisation majeure dans le secteur des transports. L’hydrogène vert pourrait être produit par les Energies Renouvelables  Variables et par l’énergie nucléaire. Toutefois, pour le nucléaire, les coûts seront réduits en raison des taux d’utilisation plus élevés des électrolyseurs. Comme le montre l’analyse de sensibilité, le taux d’utilisation des électrolyseurs est essentiel pour l’économie de la solution P2G . Le facteur d’utilisation serait significativement plus élevé lorsqu’il serait raccordé à une centrale nucléaire par rapport à celui des ERV car une centrale nucléaire peut fournir l’énergie en continu. Les avantages de cette solution pourraient être une production d’hydrogène vert moins chère en raison du Facteur d’Utilisation plus élevé de l’électrolyseur. L’hydrogène pourrait être utilisé pour stabiliser le réseau, ce qui réduit le besoin d’unités Peaker coûteuses.

Sur la question posée par le Ministère de l’économie des Pays-Bas, sur la question de savoir si le nucléaire pourrait jouer un rôle important dans le futur mix énergétique des Pays-Bas, la réponse est affirmative. L’énergie nucléaire, à la fois les grandes unités et les SMR, par rapport aux Energies Renouvelables  Variables en utilisant les mêmes mesures, est moins chère, capable de livrer de l’électricité dispatchable au réseau (et de stabiliser le réseau en cas de besoin) d’une manière fiable indépendamment des conditions météorologiques, tout en ayant une empreinte terrestre plus faible de plusieurs ordres de grandeurs que toute autre source d’électricité, en particulier, les ERV.

Il y a trente ans, l’adage du gouvernement en matière d’électricité était la diversité des technologies. Dans l’ère actuelle de la transition énergétique, cela reste plus important que jamais. »

Point sur la sécurité : Le nucléaire, la plus sûre des énergies

A propos des EPR et des réacteurs de génération 3, le rapport hollandais insiste aussi sur le coût non négociable de la sécurité :

« Coûts spécifiquement causés par les exigences de sûreté nucléaire : Pour conclure, le coût des exigences de sûreté ne peut pas être clairement séparé des coûts globaux d’une centrale nucléaire. Avec les réacteurs nucléaires, la sécurité est le principe fondamental qui est observé lors de la conception, de la construction et de l’exploitation. Avec des normes de sécurité beaucoup plus élevées en place que toute autre technologie aujourd’hui et avec des exigences de sécurité accrues, l’industrie de l’énergie nucléaire est la production d’énergie pilotable la plus sûre connue de l’humanité aujourd’hui.

Les centrales nucléaires ne sont pas seulement des lieux de travail extrêmement sûrs pour leurs employés ;  l’impact sur la population, même lorsque les accidents et les rejets sont pris en compte sont beaucoup plus faibles que pour toute autre source d’énergie actuellement utilisée. Le chiffre ci-dessus a été élaboré sur la base d’une estimation scientifique réaliste et largement acceptée sur l’impact de divers polluants, y compris les rejets de particules pour, par exemple, le charbon et les doses radioactives et y compris les accidents nucléaires. Contrairement aux « évaluations » souvent citées, le nombre de décès dans l’accident de Tchernobyl, tel que confirmé par diverses enquêtes de l’ONU/UNSCEAR, est de quelques dizaines de décès, avec possiblement dans le futur  jusqu’à une centaines de décès supplémentaires causés par des cancers. » (NB entre 30 et 50 morts à ce jour, possiblement  100-200 morts de cancer dans le futur selon un modèle sans effets de seuil, extrêmement pessimiste et qui ne semble actuellement pas confirmé).

Point sur le LCOE et le LCOE* (tenant compte des coûts systèmes ») :

« Coûts système : Les coûts du système peuvent être divisés dans les  éléments suivants, tels que définis par l’AIE :

 Coûts d’équilibrage : Cela couvre le coût des écarts par rapport à la production prévue et le coût supplémentaire possible pour les investissements dans le stockage et les installations de transport nécessaires pour équilibrer le réseau

Coûts de profit (coûts d’utilisation): La valeur de l’électricité délivée au système électrique sur le marché de l’électricité. La valeur est comparée à une référence commune, comme le prix moyen du marché de l’électricité. Si la technologie gagne moins que le prix moyen du marché de l’électricité, la différence peut être considérée comme un coût (et si la technologie gagne plus que le prix moyen de l’électricité,  cela sera considéré comme un avantage de profil)

Coûts du réseau : Coûts supplémentaires pour l’expansion et l’ajustement de l’infrastructure électrique afin d’alimenter la production d’électricité à partir de la technologie en question. Par conséquent, la valeur du réseau d’une source d’électricité doit être prise en compte. Cela est possible lorsque les coûts du réseau sont ajoutés au coût de production de l’électricité‐LCOE.  Ces coûts dépendent également de la part des Energies Renouvelables  Variables dans le système.

Étant donné que l’énergie nucléaire est une source d’énergie fiable et pilotable, tandis que le photovoltaïque solaire et l’énergie éolienne sont moins fiables et non pilotables, les coûts pour le réseau doivent être pris en compte pour toute comparaison significative. Ces coûts dépendent de la part des ERV dans le système.

Les coûts systèmes des ERV sont importants, généralement au moins un ordre de grandeur plus élevé que ceux des technologies pilotables. Ceux-ci dépendent fortement du pays (de sa  géographie, de l’importance de l’hydroélectricité de la technologie et du niveau de pénétration de l’ERV)

 Une considération très importante est que le déploiement d’une grande partie des sources de production d’électricité variable avec un coût marginal presque nul, a un impact profond sur le fonctionnement des marchés de l’électricité et sur la structure et le fonctionnement de la capacité de production. À court terme, les facteurs de charge réduits (l’effet de compression) et la baisse des prix affectent l’économie de tous les générateurs dispatchables existants. En raison de ses faibles coûts variables, le nucléaire s’en tirera relativement mieux que le charbon ou le gaz. À long terme, la réduction des facteurs de charge rendra plus difficile le financement de la capacité pilotable pour fournir une flexibilité à court terme et une adaptation à long terme au système électrique. 

Le LCOE sans les coûts systèmes : 

Les coûts systèmes à rajouter au LCOE (coût d’équilibrage :  stockage, gestion de l’intermittence, coût de profit : tenant compte de la valeur de l’électricité délivrée sur le marché, Coûts d’adaptation du réseau )