Cour des Comptes 2021 : Les choix de production électrique : anticiper et maîtriser les risques technologiques, techniques et financiers

 1) le contexte général : des décisions à présent urgentes

La production électrique française repose aujourd’hui à environ 70 %, sur le parc de réacteurs nucléaires. EDF envisage de porter la durée de vie d’au moins une partie de ses centrales nucléaires à 60 ans. Ce parc aura toutefois en grande partie cessé de produire avant 2050, ce qui nécessitera le renouvellement d’une part importante de la capacité de production d’électricité et représentera un investissement considérable.

Afin de respecter les engagements climatiques de la France, seuls des moyens dit « décarbonés » (nucléaire, hydraulique, nouvelles énergies renouvelables) sont désormais envisagés. La construction de ces nouveaux moyens de production nécessite aujourd’hui un délai important. Elle appelle donc des décisions à présent urgentes pour garantir notre approvisionnement à l’horizon de la décennie 2040… et ce d’autant que le développement des usages de l’électricité (mobilité, industrie chauffage…) pourrait augmenter sensiblement la consommation d’électricité malgré les efforts, nécessaires, d’efficacité énergétique et de sobriété….

Le renouvellement du parc de production électrique français constitue un défi technologique, technique et industriel. Les différentes composantes d’un futur par détermineront également des besoins nouveaux notamment en termes de réseau et de stockage, devant eux aussi être anticipés. Enfin, les répercussions en terme d’emplois et d’aménagement du territoire rejoignent des enjeux de compétitivité pour notre pays. Les choix à venir auront ainsi des conséquences sur plusieurs décennies…

2) Chiffres clés. Falaise du nucléaire et prolongation des réacteurs existants

• La production d’électricité est aujourd’hui assurée à près de 70 % par les réacteurs nucléaires.

• Les deux tiers des réacteurs nucléaires en fonctionnement auront atteint 60 ans dans le courant de la décennie 2040.

• Les durées de construction des nouveaux moyens de production varient entre 8 et 15 ans selon les technologies, éolienne terrestre, éolienne maritime ou nucléaire.

• La consommation d’électricité pourrait passer d’environ 475 TWh à 650 TWh en 2050 du fait de l’électrification des usages.

Le parc nucléaire en fonctionnement dont la durée de vie est actuellement envisagée jusqu’à 60 ans devrait en grande partie être mis à l’arrêt d’ici 2050. Notre outil de production électrique devra donc, de façon substantielle, être renouvelé en une vingtaine d’années et pour plusieurs décennies.

À ce jour, la prolongation des réacteurs à chacun des réacteurs à 50 puis 60 ans ne peut d’ailleurs être tenue pour acquise, comme le souligne régulièrement l’Autorité de sûreté nucléaire. Elle dépend de la validation par cette dernière des visites décennales de chacun des réacteurs au bout de 40 puis50 ans d’exploitation. Aujourd’hui, seule la prolongation à 50 ans des réacteurs de type REP 900 est engagée (cf. décision de l’ASN du 23 février 2021).

Une exploitation au-delà de 60 ans n’est aujourd’hui pas prévue. RTE retient toutefois l’hypothèse, dans l’un des six scénarios de son rapport Futurs énergétiques 2050 publié le 25 octobre 2021, d’une prolongation de certains réacteurs au-delà de 60 ans tant qu’ils respecteront les normes de sûreté, tout en soulignant que cela repose sur un pari technologique lourd. Aux États-Unis, la commission de sûreté nucléaire (NRC) a accepté la prolongation à 80 ans de quatre réacteurs, Turkey Point 3 et 4, et Surry 1 et 2.

3) De longs délais de construction des moyens de production…quel qu’ils soient

Le passé récent montre que la construction de nouveaux moyens de production électrique nécessite dans notre pays un délai important….quelle que soit la technologie utilisée : plus de 15 ans pour l’EPR, entre 7 et 9 ans pour les parcs éoliens terrestres, un minimum de 11 années pour les premiers parcs éoliens en mer. Ces délais, dont on peut espérer la réduction à l’avenir, sont également significatifs pour les infrastructures qui y sont associées : 5 à 10 ans pour les lignes haute tension, 4 à 7 ans pour les postes électriques, etc.

Les modes de production de l’électricité au-delà de 2040 et la trajectoire pour y parvenir constituent donc un enjeu majeur pour les prochaines années. Il s’agit de décisions à présent urgentes pour garantir notre approvisionnement à cette échéance.

4) Un renouvellement du parc dont le dimensionnement est incertain

La stratégie nationale bas-carbone reflète  une anticipation de l’électrification des usages en tablant sur une demande électrique à l’horizon 2050 s’élevant à 650 TWh….Si « une efficacité et une sobriété énergétiques fortement accrues réduiraient sensiblement ce besoin additionnel. Dans tous les cas, une forte augmentation de la part de l’électricité dans le mix énergétique est anticipée.

Ce dimensionnement dépend, par ailleurs, de la volonté et de la possibilité de maintenir ou non un solde exportateur de l’ordre de 50 à 70 TWh par an, comme cela a été le cas tout au long de ces dernières années. Un solde ramené à l’équilibre compenserait une partie d’un éventuel surplus de consommation.

Remarque : bon, ben il vaudrait quand même mieux garder une capacité d’export…D’autant que, comme l’a souligné France Stratégie, comme tous les pays européens diminuent de façon non coordonnées leurs sources pilotables…et comptent chacun sur les exportations de ses voisins pour y parvenir…ça va finir par poser un grave problème au réseau européen…

 Cf. sur ce blog : Note de France Stratégie : Quelle sécurité d’approvisionnement électrique en Europe à horizon 2030 ?

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/02/note-de-france-strategie-quelle.html

 5) Des choix pour un avenir de long terme

En dépit des incertitudes sur nos besoins d’électricité, il conviendra sur la période 2022-27 de faire et d’assumer des choix structurels au moins pour la période 2040-2070, et potentiellement pour 2040-2100. En effet, le parc de production électrique renouvelé engagerait notre pays pour plusieurs dizaines d’années, de l’ordre de 60 ans en cas de nouveaux réacteurs nucléaires, de 25 à 30 ans pour les modes de production à partir d’énergies renouvelables.

Ces choix à brève échéance seront donc structurants à long terme, comme l’ont été ceux des années 1960 et 1970 s’agissant du parc nucléaire actuel…Au regard de la contrainte de délai pour la construction d’un nouveau parc, ces aléas technologiques et de dimensionnement ne permettent toutefois pas de différer les choix.

Remarque : c’est la capacité de notre démocratie et de ces dirigeants à s’engager dans un programme de long terme et à s’ y tenir  qui est ici mise au défi ; ou  ce défi est relevé, ou ce sera l’effondrement, la misère et de toute façon  la dictature …

6) Un challenge pour le nucléaire

Le lancement de six EPR2, nouveau modèle qui n’a pas encore été validé par l’ASN, mais que le Gouvernement a demandé à EDF de préparer, a été soumis à l’entrée en service effective de Flamanville, qui n’interviendra pas avant 2023. Si la décision était prise, ces six EPR2, dont le coût de construction estimé par EDF s’élève à 46 Md€, entreraient en service de façon échelonnée entre 2035 et le début des années 2040…

Or, le maintien d’une part nucléaire de 50 % dans la production d’électricité projetée par la stratégie nationale bas-carbone au-delà de 2050 supposerait de disposer à terme non pas de sept EPR ou EPR2, mais de 25 à 30 dans l’hypothèse où les réacteurs actuellement en fonctionnement seraient presque tous arrêtés à cet horizon. Construire un tel nombre d’EPR2 en une trentaine d’années nécessiterait, au-delà des mesures déjà prises récemment (cf. plan Excell d’EDF présenté en décembre 2019), une mobilisation et un effort de redressement accélérés de notre industrie nucléaire. La question du nombre de sites disponibles pourrait en outre se poser, le changement climatique pouvant rendre plus compliquée l’installation de sites en bord de fleuves.

Dans son rapport Futurs énergétiques 2050, RTE envisage néanmoins, dans l’un de ses six scénarios, l’hypothèse du développement de SMR pour une puissance cumulée de 4 000 MW, à la place de plusieurs EPR2.

Remarque : 25 à 30 EPR2, c’est une projection pessimiste avec aucune ou peu de prolongation du nucléaire existant. Le scenario RTE NO3 (50% de nucléaire en 2050 avec prolongation autant que faire se peut du nucléaire existant suppose 14 EPR2. Pour rester à 70% une vingtaine, ça devrait le faire . Mais le pint intéressant est que la Cour des Comptes considère que 30 EPR2, c’est un défi, mais pas infaisable..

7) Mais un challenge aussi pour les renouvelables !

« Les défis à relever paraissent tout aussi importants pour les nouvelles énergies renouvelables. I l n’existe certes pas d’incertitude technologique pour les outils de production en eux-mêmes, qui au

contraire progressent d’année en année, la puissance moyenne des éoliennes terrestres ou maritimes augmentant par exemple régulièrement, de même que le rendement des panneaux solaires photovoltaïques. Toutefois, un développement de très grande ampleur, dans un scénario 100 % renouvelable, ou ne comportant qu’une faible part de nucléaire ou d’autres moyens pilotables, nécessiterait de surmonter les difficultés découlant de la variabilité de leur production en définissant des modalités de stockage à un coût abordable, comme l’a souligné le rapport d’étape RTE-AIE sur un scénario 100 % renouvelable en 2050.

Ce scénario risquerait également de se heurter à des difficultés d’implantation du fait de contraintes géographiques ou règlementaires, voire de difficultés d’acceptabilité sociale, tant pour l’éolien terrestre que pour les parcs offshore au large des côtes françaises, et, dans une moindre mesure, de conflits d’usage avec le secteur agricole pour de très grandes centrales solaires au sol. »

Et, on le sait, un scenario à fort pourcentage d’ENR, nécessite beaucoup de gaz : là c’est pas gagné non plus !

« Pour ce qui concerne le remplacement du gaz fossile par du gaz vert comme moyen de production d’électricité, la question du coût et des limites des moyens de production de biogaz serait posée, de même que serait interrogée la pertinence de son utilisation pour produire de l’électricité plutôt que l’injection dans le réseau de gaz ou l’approvisionnement des flottes de bus ou de camions assurant des dessertes locales. Enfin, l’utilisation d’hydrogène comme moyen de production et de stockage, qui n’est envisageable que s’il est produit par un processus lui-même décarboné, nécessite quant à elle des moyens accrus de production d’électricité. »

Et il faudra aussi un développement important du réseau, et c’est pas gagné non plus !

« le réseau des lignes très haute tension (THT) devra, le cas échéant, être adapté pour raccorder de nouveaux lieux de production, en particulier les parcs éoliens en mer, voire des réacteurs nucléaires qui seraient construits sur de nouveaux sites, ainsi que pour s’adapter aux arrêts concomitants (un délai d’anticipation supérieur à 10 ans est nécessaire).

L’ampleur des besoins en interconnexions supplémentaires, au-delà de celles déjà programmées (cf. carte suivante) pourrait également varier sensiblement en fonction de la part de mix « pilotable ». Une très grande part d’énergies renouvelables au sein de la faut en premier lieu souligner production d’électricité rendrait nécessaire, en que le réseau des lignes très haute tension complément de modalités de stockage, une (THT) devra, le cas échéant, être adapté pour capacité d’échanges accrue avec nos voisins. »

Remarque :  Et ça non plus, c’est pas du tout gagné, voire les exploits allemands de l’Energiewende

Et on est déjà bien en retard !

« Au regard de l’actuelle PPE, la progression des EnR a déjà pris du retard, et la séquence précise de fermeture de réacteurs pour atteindre 50 % en 2035 n’est pas officiellement arrêtée. Comme RTE l’a récemment souligné dans son dernier bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité, la sécurité d’approvisionnement est actuellement sous vigilance et la simple tenue des objectifs d’EnR nécessiterait une accélération très sensible du rythme annuel de mise en service de ces nouveaux moyens de production. C’est tout particulièrement le cas pour les filières éoliennes en mer ou solaire photovoltaïque, comme l’illustre le graphique suivant pour cette dernière. »

Remarque : voilà ce que donnerait l’évolution pour la filière photovoltaïque : c’est pas gagné non plus ! 

La question des emplois ! : les emplois créés ne seront pas là, ou très partiellement mais les emplois perdus le seront.

« La filière nucléaire représente 200 000 emplois en France , répartis entre plus de 2 000 entreprises, constituant la troisième filière industrielle française derrière l’aéronautique et l’automobile. Par ailleurs, la présence d’une filière nucléaire civile n’est pas sans incidence pour nos moyens militaires.

Les nouvelles énergies renouvelables correspondent à une dizaine de filières industrielles différentes, pour un total d’environ 60 000 emplois hors hydraulique. Toutefois, le développement de l’éolien terrestre et du solaire photovoltaïque dans notre pays ne s’est que très partiellement traduit par une croissance des emplois de fabrication de ces équipements, même si l’évolution des emplois au titre des énergies renouvelables au cours de la dernière décennie a été essentiellement portée par les nouvelles énergies renouvelables électriques. Les parcs éoliens maritimes ont par contre entraîné la création d’usines à Saint-Nazaire, au Havre et à Cherbourg…

Remarque 1) Intrinsèquement, rien, absolument rien ne soutient que les ENR créeront plus d’emplois que le nucléaire !

Remarque 2 ) : ben c’est aussi ce qui a été observé en Allemagne…ou l’industrie photovoltaîque s’est effondrée en quelques années et les subventions ont créé… énormément d’emplois en Chine

( L’ex-Allemagne de l’Est était censée se transformer en  nouveau paradis du photovoltaïque, en « Temple du Soleil », grâce à une multitude d’emplois high-tech. ,En quelques petites années, les cellules photovoltaïques à bas prix importées de Chine ont inondé les marchés et les prix se sont écroulés à vive allure. Quelques mois plus tard, le Temple du Soleil n’était plus qu’un champ de ruines. »)

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/01/petits-problemes-avec-leolien-10-gros.html

Remarque 3) Cette question des emplois mérite un plus grand développement.

En France,  les professionnels de la filière photovoltaïque, par exemple, promettaient 100.000 emplois d’ici 2020. Il y a eu moins de 4.000., les autres sont en Chine.  230.000 jobs promis en 2007 au moment du Grenelle de l’environnement: il y en a eu 10 fois moins »

Dans son rapport sur les ENR de 2018, la Cour des Comptes taclait sévèrement l’Ademe  qui estimait à 79 000 le nombre d’emplois directs liés aux marchés des EnR hors biocarburants sur le territoire national en 2016. le problème : seuls 15 % (12 000) relèvent toutefois de la fabrication d’équipements et de l’assemblage et peuvent ainsi être considérés comme des emplois industriels. Le reste relève essentiellement de la maintenance-exploitation (35 à 45 %) et de l’installation (25 à 30 %)”, précise de son côté la Cour des Comptes. Elle ajoute que “les projections du nombre d’emplois attendus du développement des énergies renouvelables sont très variables”. En fait, une bonne partie des emplois que ventent les margoulins de l’éolien sont aussi intermittents que les éoliennes eux-mêmes, car liés aux phases de construction, d’installation des systèmes, qui par définition, ne vont pas durer.

Et surtout, il faut aussi faire la part des destructions : l’arrêt prématuré de la centrale de Fessenheim da détruit  2 200 emplois locaux, directs, indirects et induits ; supprimer  16 GW de nucléaire, comme le propose l’actuelle PPE, ce sont près de 18 000 emplois locaux pérennes (directs, indirects et induits) qui seraient ainsi supprimées, dont plus des 2/3 à haute qualification et haute contribution économique. Les filières éoliennes et photovoltaïques de remplacement créeraient numériquement moins d’emplois, et surtout moins pérennes et moins qualifiés.

En bref les mirifiques promesses de création d’emplois des ENR ne se sont jamais concrétisées, ni en France, ni ailleurs  (sauf en Chine…) et la leçon est celle-ci : les emplois créés ne seront pas là, ou très partiellement mais les emplois perdus le seront.

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/01/petits-problemes-avec-leolien-10-gros.html

8) Données supplémentaires sur les coûts :

Prolongation du nucléaire existant : Compte-tenu des prévisions actuelles par EDF des coûts d’investissement associés au Grand carénage, le coût de prolongation du parc existant atteindrait ainsi plus de 35 €2015/MWh. pour l’ensemble du parc, au moins 38 €2015/MWh pour le seul palier 900 et 30,5 €2015/MWh pour le palier 1300. Ces niveaux de coûts sont supérieurs à ceux recensés à l’international par l’AIE et l’AEN. Dans leur dernier rapport conjoint, ces agences placent les coûts de prolongation de 10 ans des réacteurs dans différents pays au sein d’une fourchette allant de 31,3 à 36,0 US$/MWh (soit 26,3 à 30,2 €/MWh104) pour un taux d’actualisation réel de 7% et pour un facteur de charge de 85%..

L’écart par rapport à l’estimation faite sur la base des données d’EDF provient, pour l’essentiel, à la fois du facteur de charge plus élevé retenu par l’AIE-AEN et d’une temporalité différente des investissements.

Nouveau nucléaire : Le coût très élevé de la construction de FLA 3 est en partie imputable à un certain nombre de facteurs spécifiques que la Cour a analysé dans son rapport particulier sur La filière EPR. La construction d’un nouveau modèle d’EPR, l’EPR 2, dont le dossier de sûreté est en cours d’instruction par l’ASN, devrait permettre d’abaisser notablement le coût de construction des réacteurs de troisième génération, dans l’hypothèse où le Gouvernement déciderait de lancer un nouveau programme de construction.

Pour l’heure, les éléments de coûts qui ont été transmis par les services de l’Etat à RTE dans le cadre de la préparation du bilan prévisionnel de long terme 2050, et rendus publics par RTE105, se fondent sur un coût moyen de construction, pour 3 paires de réacteurs, compris entre 4 165 et 5 100 €/kW. Sur la base des hypothèses également fournies pour les coûts de développement du programme et pour les charges prévisionnelles d’exploitation, la Cour a calculé le LCOE du programme, pour une durée de vie des réacteurs de 60 ans, un facteur de charge de 85% et à un taux de financement identique à celui utilisé dans les calculs du coût de production du nucléaire existant. Elle aboutit à une fourchette de coût comprise entre 85 et 100 €/MWh. Comme l’indique RTE dans son document soumis à consultation publique, ces éléments de coûts sont des données provisoires. Les travaux se poursuivent pour conforter l’analyse des coûts d’un éventuel programme EPR.

Ceci dit, dans sa recommandation 2, la Cour appelle comme RTE à calculer le coût complet d’un système électrique : « Calculer le coût complet de chaque scénario de mix électrique, en ayant recours à des variantes de coûts et de taux d’actualisation, en fonction des risques associés au développement de chaque filière de production. »

C’est d’ailleurs bien la conclusion finale de la COUR : « Prendre en compte les analyses présentées par RTE dans son rapport « Futurs énergétiques 2050 » dans l’étude d’impact de la loi de programmation sur l’énergie et le climat prévue à l’article L.100-1 A du code de l’énergie. »