Un système 100% ENR et la fin de l’électricité nucléaire bon marché, vraiment ?

 Le Monde du 7 janvier 2021 a publié une tribune libre intitulée de MM. Quentin Perrier, Philippe Quirion et Behrang Shirizadeh intitulée « La fin de l’électricité nucléaire bon marché »

(https://www.lemonde.fr/idees/article/2021/01/04/energie-un-mix-electrique-majoritairement-nucleaire-n-est-pas-la-meilleure-option-economique_6065113_3232.html).

Cette publication est critiquable sur la forme comme sur le fond, et de nature à égarer les lecteurs du Monde. Elle n’aurait jamais dû être acceptée telle que, du moins en l’absence de tout point de vue contradictoire.

 1) Sur la forme, une absence de transparence dommageable

 Les auteurs  sont  des spécialistes de l’énergie et présentés  Philippe Quirion, comme Directeur de recherche au CNRS, M. Quentin Perrier comme chercheur en économie de la transition bas carbone et Behrang Shirizadeh comme chercheur en économie de l’énergie au Cired. A aucun moment n’est mentionné que  l’auteur principal M. Quirion est Président du très antinucléaire  Réseau action climat et membre de NegaWatt ; que Behrang Shirizadeh travaille pour Total.

Du coup, les lecteurs du Monde ne comprendront pas que leur argumentation et leur conclusion  (« il semble difficile d’affirmer qu’un mix électrique majoritairement nucléaire est aujourd’hui la meilleure option du point de vue économique »)  sont loin de faire consensus chez  les chercheurs et ingénieur en ce domaine. Et pour tout lecteur un peu habitué du sujet, il est très clair que les choix idéologiques et les préjugés antinucléaires des auteurs colorent fortement leurs hypothèses de travail et mènent tout droit à la conclusion qu’ils veulent imposer

 Sur la forme, tout cela est très très limite, et il serait souhaitable que Le Monde publie un correctif  du type :

« Le journal le Monde regrette profondément que les auteurs de la tribune Energie : « Un mix électrique majoritairement nucléaire n’est pas la meilleure option économique » (Le Monde /4 janvier 2021) n’aient pas mentionné leurs liens avec les associations antinucléaires NegaWatt et Réseau Action Climat, ainsi qu’avec Total. Ces informations auraient dû être portées à la connaissance des lecteurs. De fait, ceux-ci ont pu penser que les résultats présentés sont le résultat du modèle du CNRS ou du modèle du CIRED, alors qu’ils font l’objet de vives discussions et contradictions au sein de la communauté scientifique et de ces institutions mêmes, et  sont en désaccord complet avec nombre d’autres études »

D’autres modèles donnent des résultats radicalement différents

Quatre modèles développés par différentes équipes de chercheurs (au DIW de Berlin, à l'OCDE, au MIT et à l'Université Dauphine) arrivent à des conclusions radicalement différentes : le nouveau nucléaire ( type EPR), même à un coût de 4 000 €/kW et un prix de revient de 75-80 €/MWh, domine le mix électrique à l'horizon 2050 : de 70 à 75 % dans le modèle de Dauphine ; 60 à 65 % dans le modèle de l'OCDE et celui du MIT quand la part des ENR est de 10 %. Quant au modèle du DIW, qui étudie particulièrement les épisodes de prix négatifs, il montre qu’à partir de 30% de pénétration, la valeur de l’électricité générée par l‘éolien peut être divisée par deux.

Un résumé très pédagogique de ces études, ainsi que les liens vers les études complètes peut être trouvé dans une tribune libre de Dominique Finon et  François Lévêque (Mines- Paris Tech)  (La Tribune, 09/04/2019)

https://www.latribune.fr/opinions/tribunes/pour-une-juste-estimation-du-cout-du-tout-renouvelable-813679.html

Pourquoi en est-il ainsi ? C’est que l’électricité est un  bien de flux qui doit en permanence s’ajuster à la demande et qu’il faut tenir compte de sa valeur au moment où elle délivrée sur le réseau. « Dit autrement, les ENR que sont le vent et le soleil ne parviennent pas à évincer le nouveau nucléaire, même cher, car la valeur économique de l'énergie et des services qu'elles produisent ne supporte pas la compétition avec celle de centrales pilotables qui peuvent produire à pleine puissance toute l'année… il ne faut pas confondre prix de revient et prix de marché. Le prix de revient des ENR peut être bas, et même de plus en plus bas à l'avenir, sans qu'elles soient pour autant rentables, leur déploiement massif se soldant par des prix de marché de plus en plus faibles. » expliquent D. Finon et F. Lévêque

Vous pouvez peut-être avec le soleil ou l‘éolien terrestre avoir un coût de production égal ou même légèrement inférieur au nucléaire, si l’électricité ne vaut rien, voire a un prix négatif (vous devez payer pour que vos voisins acceptent de la prendre) parce qu’elle est générée à un moment où personne n’en a besoin, cela affecte grandement la rentabilité de vos installations. A l’inverse, le nucléaire qui produit de manière égale toute l’année, permet de fournir une électricité abondante, sûre et de haute valeur par anticyclone hivernal ou canicule estivale…

Compte-tenu du fait de sa géographie, il n’y a ni foisonnement solaire, ni foisonnement éolien en Europe, et les productions des ENR dans les différents pays sont fortement corrélées. Le phénomène de perte de valeur de l’électricité générée existe déjà fortement (cf. les épisodes de prix négatifs de l‘éolien allemand) et, plus le taux de pénétration des ENR augmente, plus il est massif et destructeur. Ainsi s’explique le résultat trouvé par les  quatre modèles mentionnés ci-dessus : sans dispositifs d'appui et d'aide assurés par l'État et garantissant les revenus des investisseurs, financés par une taxe sur les consommations d'électricité, les ENR  restent confinées à une part de production modeste, de l'ordre de 10 %. En effet, à partir de ce niveau, la rémunération des ENR à apports variables retirée des marchés électriques ne permet plus de couvrir les coûts d'investissement.

Et le problème s’aggrave fortement avec le taux de pénétration des ENR, comme cela a été bien établi dans  le rapport 2020 conjoint de l’AIE et de la NEA et le  Rapport au Parlement Néerlandais sur l’avenir du nucléaire (voir ci-après). Donc, à rajouter aux coûts de production :

La classique LCOE (Levelized Cost of Energy, coût projeté de l’énergie)  est souvent utilisée à tort et à travers car elle ne tient pas compte de ces facteurs et favorise indument les ENR. (Elle a été conçue à l‘origine aussi de comparer la productivité de deux champs de pétrole et l’étendre à la comparaison de deux énergies pilotables, c’est déjà difficile, alors entre énergies pilotables et intermittentes, c’est complètement inadapté). Les auteurs en sont conscients et proposent une approche assez alambiquée. Il existe pourtant une méthodologie reconnue élaborée par l’AIE  afin de permettre une comparaison des coûts plus spécifique au système électrique, la LCOE ajustée en valeur (VALCOE).

Le rapport 2020 conjoint de l’AIE et de la NEA (The 2020 edition of the Projected Costs of Generating Electricity (https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_51126/low-carbon-generation-is-becoming-cost-competitive-nea-and-iea-say-in-new-report) ainsi que le recent Rapport au Parlement Néerlandais sur l’avenir du nucléaire  (Possible role of nuclear in the dutch energy mix in the future /1st september 2020) utilisent cette méthodologie, et leur conclusion est complètement contraire à celle de MM. Quirion et Perrier :

«la nouvelle énergie nucléaire restera la technologie pilotable non intermittente à faibles émissions de carbone avec les coûts prévus les plus bas en 2025… La prolongation de l’exploitation des centrales nucléaires existantes, connue sous le nom d’exploitation à long terme (LTO), est la source la plus rentable d’électricité à faible teneur en carbone. »

 Et si on parlait du réseau !

Et nous ne parlons là que des coûts d’utilisation et des coûts de marché. Il faudrait y ajouter les coûts des services systèmes que n’assurent pas les ENR, telles la stabilisation de la fréquence (un effondrement du système européen a été évité de justesse le 9 janvier 2021).

Et surtout les coûts d’adaptation du réseau (ce n’est pas la même chose d’avoir une production d’énergie très concentré et pilotable et une très dispersée et fatale). Allemagne et France convergent maintenant vers 100 milliards d'euros  - il y a encore 2 ans, les petits génies de l'Energiewende annonçaient 52 milliards …).

Et c’est encore sans compter l’acceptabilité sociale  d'une telle extension du réseau. En Allemagne, sur 3600 km de réseau supplémentaire prévus pour 2015, seuls 17% étaient réalisés en 2019 et  l’Energiewende complète exigerait 11.000 km ! 

En réponse, la loi a été modifiée pour limiter les recours des riverains, comme on le fait en France pour les éoliennes.

Ça s’annoncent pas cool du tout, la société 100% ENR. D’ailleurs, il suffit de lire les scenario de Negawatt !

 Sur le fond, une modélisation ignorant les réalités physiques

 Les critiques d’Henri Prévot (Sauvons le Climat) sur le modèle Quirion- Perrier

 Henri Prévot, un des experts de l’association Sauvons Le Climat a émis les critiques suivantes : Ce scenario  ne serait possible que si 6 conditions (au moins) étaient réunies (cf. http://www.hprevot.fr/six-si.html)

1) - une très faible consommation d'électricité, donc de très grosses dépenses d'économie d'énergie

La consommation de fioul, de gaz et de carburant fossiles est aujourd’hui de 1100 TWh. L’objectif est de la ramener presque à zéro pour atteindre la « neutralité carbone ». Pour pouvoir diminuer aussi la consommation d’électricité, il faudrait des économies d’énergie qui coûteraient très, très cher. Il est admirable qu’une étude sur l’économie de l’électricité ne dise pas un mot des dépenses à faire pour économiser l’électricité – 20 à 30 milliards d’euros par an sans effet sur le CO2.

De fait,  si l’on veut décarboner efficacement l’ensemble de la consommation énergétique, la production d’électricité décarbonée doit augmenter de manière considérable. En France, la stratégie Stratégie nationale bas-carbone (SNBC)  prévoit une montée de la part de l’électricité dans le total de l’énergie utilisée en France des 25% actuels à 50% pour 2050. Même avec beaucoup d’efficacité énergétique, cela implique une augmentation de la production d’électricité contrairement aux hypothèses posées par Quirion et al. : ainsi RTE prévoit 650TW.h contre 435 pour Quirion et al (NB consommation  2019 ; 440TW.h

2)  la stabilité du réseau sans l'apport d'inertie de masses tournantes de moyens de production

Qu’on imagine le système électronique de « contrôle et commande » d’un ensemble de centaines de milliers ou millions de points de production d’électricité répartis sur tout le territoire pour équilibrer à chaque instant production et consommation sans l’aide apportée par l’inertie de la masse des turbines et alternateurs. Les auteurs de l’étude, pour affirmer qu’il n’y aura pas de problème, se réfèrent à quelques réalisations qui sont très loin d’avoir l’ampleur de ce qui serait nécessaire à l’échelle française, balayant ainsi toute objection : une forme de détachement du réel assez sympathique car elle permet de rêver

3)- des dizaines de milliers d'éoliennes et des milliers de kilomètres carré de photovoltaïque

Sont acceptés 30 000 éoliennes (Il y en a 8000 actuellement) et 3000 kilomètres carré de photovoltaïque. Mentionnons qu’en plus les hypothèses sur de coût et de productivité  de l'éolien et du photovoltaïque sont - comment dire ? - héroïques.

4)- être indifférent à notre autonomie sur les matériaux (cuivre, acier, terres rares) et sur la technique

Pour une même production utile, l’éolien consomme dix fois plus de fer et de cuivre que le nucléaire et aussi d’autres matières critiques importées obtenues par des procédés très polluants. Dans   le dernier rapport de l’Ademe : Les réseaux électriques choix technologiques, enjeux matières et opportunités industrielles, Ademe 2020, pointe des vulnérabilités très fortes sur le cuivre et l’aluminium :

« Le cuivre et l ‘aluminium sont fortement mobilisés par la transition bas carbone dans son ensemble… le risque existe que l’offre correspondant à des standards environnementaux et sociaux élevés ne soit pas suffisantes. Pour l’aluminium, le rapport constate que les vulnérabilités en terme d’approvisionnement sont très fortes.

Voici l’évolution de la demande de cuivre ; ça ne parait pas effectivement pas très durable !

5)- ne pas se préoccuper d'une faiblesse du vent et du soleil plusieurs jours durant

Le scenario suppose que pour le vent et le soleil,  il n’y aura jamais de situations pires qu’entre 2010 et 2017. Là encore, c’est un peu héroïque !  En hiver, la production journalière par le soleil peut être vingt fois moindre qu’en été (comme en janvier 2013). Et le vent peut ne produire que quelques pourcents de sa capacité nominale plusieurs jours de suite. Si la consommation d’électricité est très basse (voir le premier « si »), les capacités de stockage de l’étude du CIRED sont suffisantes à condition qu’il n’existe pas de situations plus défavorables que sur la période de 2000 à 2017. Sinon les besoins de stockage seront tels que les batteries de véhicules électriques ne suffiraient pas. Il faudra produire de l’électricité avec un gaz de synthèse….Vive le CO2

 6)- ne pas s'inquiéter de l'insécurité d'une gestion tributaire du numérique.

Tout système de communication numérique, électronique ou informatique est vulnérable à des agressions y compris venant de pouvoirs étatiques, voire de phénomènes naturels (éruptions solaires)

Et septième si, du point de vue économique : coûts éoliens et photovoltaïques

L’éolien flottant, aujourd’hui 350 €/MWh, sera à 40 €/MWh, le solaire à 27 €/MWh Il faudra d’énormes capacités de production (en gigawatts) et il faudra aussi dépenser davantage pour transporter et distribuer cette électricité produite un peu partout et fluctuante. Qu’à cela ne tienne ! Il suffit de faire des hypothèses de coût de production éolien et photovoltaïque assez basses pour que « sans nucléaire » coûte moins qu’avec du nucléaire…

 En reprenant des hypothèses de consommation à la hausse pour l'électrification d'une partie des usages (celles de RTE, 650TWh contre 435 pour Quirion et al, pour 440 TWH en 2019) le calcul donne un système 70%Nuc/30%ENR 21milliards  d'€ par an moins cher que le 100%ENR.(à supposer que celui-ci soit techniquement possible)

L’avertissement de l’Agence Internationale de l’Energie: Pour répondre au défi climatique, il manque beaucoup de nucléaire ! (Mais c’est faisable !)

Cf excellent tweet résumé de Tristan Kamin

(https://twitter.com/TristanKamin/status/1271424108627181570?s=09)

 et le dossier sur le site de l’AIE (https://www.iea.org/reports/nuclear-power#tracking-progress)

 Résumé Tristan Kamin :

1) Un effort à faire mais pas si démesuré que cela ! (2 fois le parc nucléaire français) !

L'Agence Internationale de l'Énergie alarme - encore - sur le taux insuffisant de déploiement du nucléaire dans le monde. Leur « Sustainable Development Scenario » demande 600 GW de nucléaire en 2040, contre 443 GW actuellement.

En considérant les constructions et projets en cours, les travaux de prolongation de réacteurs déclarés, et les intentions de fermeture, la trajectoire actuelle nous mène à seulement 455 GW en 2040.

Presque 150 GW manquants : plus du double du parc français !

Commentaire : à l’échelle mondiale, c’est pas si effarant !

Fin 2019, 60 GW étaient en chantier. Pour suivre ce scénario, il faudra 15 GW de projets lancés chaque année.  Ce rythme était celui observé en 2009 et 2010, évidemment freiné net en 2011 par la catastrophe de Fukushima.

Commentaire : toujours pas si effarant !

Au-delà des 60 GW en chantier (avec, en tête, l'UK et la Corée du Sud pour l'OCDE, la Chine et la Russie hors OCDE), environ 35 GW sont actuellement en projet. Côté Chine, on devrait passer très près de réussir l'objectif de 58 GW en fin 2020, à quoi s’ajoutera le  plan quinquennal prévu en 2021, dont on estime qu'il pourrait impulser la création de plus de 120 GW de nouveaux projets. Enfin, l'Inde, qui aimerait 21 (!) nouveaux réacteurs d'ici 2030 (!!!). Ensuite on passe à la Pologne, avec une feuille de route énergétique visant 6 à 9 GW de nucléaire (on part de 0) d'ici 2040, avec un premier réacteur souhaité en service pour 2033. Va pas falloir niaiser !

L'AIE s'attarde aussi sur le cas Japonais, avec cette ambition de remonter la part du nucléaire à plus de 20% pour 2030, et le gros risque de retard du fait des difficultés des exploitants à obtenir les autorisations de redémarrer auprès de la nouvelle autorité de sûreté nippone.

Vient ensuite sur le feu la Belgique, dont l'AIE rappelle qu'une fermeture de tout le parc (qui couvre 50% de la production) est prévue pour dans 5 ans, avec rien de mieux que des subventions aux centrales à gaz pour maintenir le système électrique à flot. L'AIE rappelle le cas français, avec une réduction à 50% de la part du nucléaire prévue d'ici 2035, mais également - on a tôt fait de l'oublier - que d'ici mi-2021 doit sortir un plan de renouvellement du parc actuel (pour maintenir 50%)

Les maintenances lourdes pour prolonger la durée de service des réacteurs actuels, en anglais « refurbishment » (pas trouvé d'équivalent en français, mais c'est ce qu'on appelle le « Grand carénage ») sont à l'honneur encore une fois. Et puis, bien entendu, les USA. Avec 88 de leurs 98 réacteurs encore en service déjà autorisés à fonctionner jusqu'à 60 ans, et 6 candidatures pour 80 ans : 4 validées, 2 en cours d'examen.

2) Plein feu sur les SMR !

La suite du rapport porte sur les technologies futures du nucléaire : SMR, Génération IV, voire la fusion des deux (et non, pas la fusion-tout-court).

Il y est question de certification en stade déjà avancé de certains SMR aux USA et au Canada et de coopération entre les deux autorités de sûreté de chacun de ces deux pays. Est également mentionné le projet français NuWard. Le Canada serait le pays le plus avancé dans le domaine… sans le raccordement au réseau, fin 2019, des deux réacteurs de l'Akademik Lomonosov, la centrale nucléaire russe flottante.

Une parenthèse est à nouveau dédiée à la Pologne, ainsi qu'à l'Indonésie, la Jordanie et l'Arabie Saoudite : trois pays qui s'intéressent aux SMR à très haute température, et le dernier qui s'intéresse surtout aux SMR pour la désalinisation d'eau de mer.

Avant de passer aux recommandations, le rapport parle d'investissement : pour suivre le scénario de développement durable de l'AIE, il faudrait investir 1400 milliards de dollars dans le nucléaire entre 2020 et 2040, soit 70 milliards par an en moyenne. À l'échelle mondiale, c'est pas choquant, et c'est d'ailleurs mis en perspective avec les 50 milliards d'investissements réalisés en 2017 et en 2018

C'est pas une rupture, une explosion, qu'il faut, mais juste un bon coup d'accélérateur.

Les recommandations de l’AIE

... La numéro 1 va vous étonner.

1/4 : Réduire les incertitudes POLITIQUES sur le nucléaire, et reconnaître la VALEUR de l'énergie nucléaire dans les systèmes énergétiques BAS-CARBONE actuels et futurs.

2/4 : Réduire les risques liés au MARCHÉ, au travers de réformes des marchés de l'électricité.

3/4 : User des leviers de gouvernance d'État pour soutenir la construction de nouvelles infrastructures nucléaires.(aka ne pas attendre que, par la magie du libéralisme, les choses se fassent seul : les gouvernements doivent mettre les mains dans la machine)

4/4 : Harmoniser les procédures de certification et aller pour de vrai vers la coopération internationale.(halala, si seulement EDF n'avait pas eu besoin de certifier l'EPR en France puis en Grande-Bretagne.

Verbatim :

1) Le nucléaire manquant : des centrales fermées prématurément, de nouvelles constructions nécessaires

« En 2019, 5,5 GW de capacité nucléaire supplémentaire ont été raccordés au réseau et 9,4 GW ont été définitivement arrêtés, ce qui porte la capacité mondiale à 443 GW. De nouveaux projets ont été lancés (environ 5,2 GW) et des rénovations sont en cours dans de nombreux pays pour assurer les opérations à long terme de la flotte existante. Néanmoins, alors que le parc nucléaire existant demeure la deuxième source d’électricité à faible émission de carbone au monde, la construction de nouveau nucléaire n’est pas en phase avec les exigences du SDS (Sustainable Developemnt Scenario). Selon les tendances actuelles, la capacité nucléaire en 2040 s’élèvera à 455 GW – bien en deçà du niveau SDS de 601 GW. Des prolongations supplémentaires de la durée de vie et un doublement du taux annuel d’ajouts de capacité sont donc nécessaires »

Commentaire : donc  150 GW manquant, le double du Parc nucléaire Français, selon l’observation de Tristan Kamin. A l’échelle mondiale, rien de délirant !

« En 2019, 5,5 GW de nouvelles capacités nucléaires ont été mises en ligne. Il s’agit d’une forte diminution par rapport à 2018, année où 11,2 GW étaient raccordés au réseau – l’ajout de capacité le plus élevé depuis 1989. La Chine et la Russie restent les premiers pays en termes de nouvelles connexions au réseau et de lancements de construction. En fait, 20 % des réacteurs nucléaires en construction à l’échelle mondiale se trouvent en Chine. 

Bien que 60,5 GW de nouvelles capacités nucléaires soient en construction à la fin de 2019, le rythme d’achèvement des nouveaux projets est la moitié de ce que recommande le scénario de développement durable (SDS). Une nouvelle capacité nucléaire de 15 GWe en moyenne par an entre 2020 et 2040 est nécessaire pour être dans le rythme recommandé pour le scénario.

Commentaire : Ce rythme était celui observé en 2009 et 2010 avant Fukushima (Tristan Kamin) Rien d’impossible

2) Arrêt des fermetures anticipées et refurbishment (Grand Carénage): la solution climatique la plus efficace et la plus économique !

« En 2019, 13 réacteurs nucléaires ont été définitivement arrêtés au Japon (5 unités), aux États-Unis (2 unités), en Suisse, en Allemagne, en Corée, en Russie, en Suède et à Taïwan (1 unité chacun) pour un total de 9,4 GW. Six de ces centrales étaient âgées de  plus de 40 ans, mais la plupart des réacteurs ont été retirés pour se conformer aux mesures de politique nucléaire nationale, y compris les mesures post-Fukushima au Japon. Plusieurs d’entre eux ont également été retirés en raison de conditions défavorables du marché (États-Unis). »

Commentaire : l’AIE y revient à de multiples reprises, de manière soft, mais le message est clair. : c’est idiot et criminel (écocide !) d’arrêter des centrales nucléaires qui pourraient continuer à fonctionner moyennement un « refurbishment » (Grand Carénage) ;

Car la prolongation de la vie des centrales nucléaires, lorsqu’elle est possible,  est la méthode la plus simple, la plus efficace et la plus économique de mitigation du défi climatique.

« Les unités nucléaires canadiennes de Darlington et de Bruce, en Ontario, font l’objet d’une rénovation pluriannuelle de plusieurs milliards de dollars qui permettra aux centrales de fonctionner bien au-delà du milieu du siècle. Les deux projets avancent comme prévu, la première unité rénovée (Darlington-2) devant être reconnectée au réseau en 2020. Le projet de rénovation de Darlington devrait être terminé d’ici 2026 et le projet Bruce d’ici 2033 »…

« En France, l’entreprise EDF poursuit son programme d’exploitation à long terme pour prolonger la durée de vie du parc nucléaire français au-delà de 40 ans et s’attend à une approbation réglementaire générique pour la série 900 en 2020. Entre-temps, Tricastin-1 a été la première unité achevée dans le cadre du programme à la fin de 2019. Des rénovations similaires seront appliquées à 21 unités supplémentaires de 900 MWe avant 2025. »

« Les fermetures anticipées des centrales thermiques, y compris l’énergie nucléaire, menacent des milliers d’emplois, concentrés en Europe et aux États-Unis, tandis que la perte de capacité nucléaire entravera les possibilité d’atténuation du dérèglement climatique. »

« Sans prolongations supplémentaires, près de 40 % du parc de réacteurs nucléaires des économies avancées sera fermé d’ici 2030. »

3) Les pays qui investissent dans le gros nucléaire.

« Seulement 5,2 GW de construction ont été lancés en 2019, avec un réacteur en Chine, en Iran, en Russie et au Royaume-Uni. Les 60,5 GW de capacité nucléaire en construction se trouvaient principalement dans les pays de l’OCDE (20 GW), la Chine (10 GW) et la Russie (4,9 GW). Les deux pays de l’OCDE ayant le plus de capacité en construction sont la Corée (6 GW) et le Royaume-Uni (3,4 GW). Sur les 25 GW de capacité en construction dans le reste du monde, les principaux pays sont l’Inde (5,3 GW) et les Émirats arabes unis (5,6 GW).  La construction aux Émirats arabes unis progresse conformément au calendrier, et le chargement de carburant de la première unité a eu lieu en mars 2020. Dans les pays de l’OCDE, Hinkley Point C est le plus grand projet de construction de nouvelles constructions en cours et le premier projet pour le Royaume-Uni depuis 1995. La construction des deux unités est prévue, le radeau de l’île nucléaire de l’unité un ayant été achevé en mai 2019.

D’autres projets de construction sont en phase de préparation en Argentine, au Brésil, en Bulgarie, en République tchèque, en Égypte, en Finlande, en Hongrie, en Inde, au Kazakhstan, en Pologne, en Arabie saoudite et en Ouzbékistan. Il s’agit généralement de grands projets de réacteurs (1 GW), et à en juger par les politiques actuelles et les projets en cours, cela pourrait signifier de nouveaux ajouts d’environ 35 GW. »

« En dehors des pays de l’OCDE, le 13e Plan quinquennal de la Chine a été le principal stimulant de son programme nucléaire national, reliant plus de 30 GWe de capacité nucléaire au réseau au cours de la dernière décennie. Cela signifie que le pays est susceptible d’atteindre son objectif ambitieux de 58 GWe de capacité nucléaire installée d’ici la fin de 2020. En outre, son 15e plan quinquennal en 2021 devrait insuffler un nouvel élan au programme nucléaire national, avec des plans à moyen terme pour construire 120 à 150 GWe d’ici 2030 »

En novembre 2019, la Pologne a publié son projet de politique énergétique pour 2040, réaffirmant son projet de développement de 6 GW à 9 GW d’énergie nucléaire dans le cadre d’un portefeuille énergétique diversifié, ce qui rend le pays moins fortement dépendant du charbon et du gaz importé. La première centrale nucléaire polonaise pourrait être mise en service en 2033, et cinq autres devraient suivre d’ici 2043…

La France a revu sa planification énergétique en novembre 2018 et rendu publique sa stratégie de neutralité carbone en 2050. Cette stratégie repose sur la fermeture des centrales à combustibles fossiles restantes; prolonger la durée de vie de certains réacteurs existants tout en étalant les fermetures d’autres pour assurer un calendrier de déclassement en douceur; développement des énergies renouvelables. Le nucléaire restera l’épine dorsale de la stratégie énergétique Français avec une part de 50 % dans le mix énergétique de 2035, le reste provenant de sources d’énergie renouvelables. Pour pouvoir compter sur le nucléaire au-delà de 2035 et le conserver comme option viable, le gouvernement Français a annoncé un programme de travail avec l’industrie nucléaire pour élaborer un plan d’ici la mi-2021 pour un éventuel programme nucléaire de construction neuve.

4) A coté des gros réacteurs, les SMR (Small Modular Reactors)

« Les petits réacteurs modulaires continuent d’attirer l’intérêt tant dans les pays nucléaires établis, comme le Canada et les États-Unis, que dans les pays nouveaux arrivants en Europe, au Moyen-Orient, en Afrique et en Asie du Sud-Est. Les RD&D et les investissements dans les RSM et autres réacteurs de pointe sont encouragés par des partenariats public-privé. La certification de conception des RMR par les autorités de sûreté nucléaire progresse. Le prototype NuScale en est à la dernière étape de la certification de conception par le CNRC des États-Unis, et le processus devrait être terminé en 2020. Les plans de construction des premiers modules d’une nouvelle usine dans l’Idaho ont progressé avec les fabricants ayant été choisis et un soutien supplémentaire confirmé par le DOE des États-Unis.

En mars 2020, Oklo a soumis au CNRC la première demande combinée de licence pour une technologie de réacteur de pointe. Oklo développe un micro-réacteur de 1,5 MW pour fournir de l’énergie sur des sites éloignés. Le gouvernement canadien a publié sa feuille de route SMR en décembre 2018 et a encouragé les fournisseurs de SMR à tirer parti des possibilités offertes pour faire la démonstration de leurs technologies. La CCSN (organisme de réglementation fédéral du Canada) examine actuellement dix conceptions de SMR et a reçu une demande de construction d’un réacteur micro modulaire en 2019.

 En septembre 2019, un consortium Français (CEA, EDF, Techninatome et Naval Group) a annoncé le développement d’un réacteur à eau légère SMR  (projet Nuward de 170 MWe lors de la Conférence générale de l’AIEA. La centrale de 340 MWe (deux unités par centrale) est conçue pour remplacer les centrales électriques à combustibles fossiles de milieu de gamme dans les pays dotés de réseaux petits ou mal interconnectés. Les pays nouveaux arrivants comme la Pologne, l’Indonésie et la Jordanie continuent de concevoir des études de faisabilité pour le développement de réacteurs à haute température, ces deux derniers étant en coopération avec la Chine. L’Arabie saoudite mène également des études sur le dessalement nucléaire à l’aide de SMR.

Le Forum international génération IV, une initiative internationale de recherche et développement qui réunit les pays nucléaires les plus avancés, renforce son engagement auprès de diverses entreprises du secteur privé.

5) L’investissement mondial dans la capacité nucléaire reste insuffisant

 Dans l’ensemble, les investissements mondiaux dans la capacité nucléaire restent insuffisants, comme en témoigne le petit nombre de nouveaux projets lancés. Selon les Perspectives mondiales de l’énergie, 1420 milliards de dollars d’investissements seraient nécessaires entre 2019 et 2040 pour se mettre sur la bonne voie avec la SDS – 30 % de plus que dans le cadre du scénario des politiques déclarées (STEPS). En 2018, les investissements dans le nucléaire sont restés stables par rapport à 2017 à 50 milliards de dollars et comprennent des proportions similaires d’investissements opérationnels et de nouvelles constructions à long terme. Cela démontre que les investissements dans les LTO sont attrayants malgré les incertitudes sur les politiques et les marchés.

Commentaire (Tristan Kamin) : 1400 milliards de dollars dans le nucléaire entre 2020 et 2040, soit 70 milliards par an en moyenne. À l'échelle mondiale, c'est pas choquant, et c'est d'ailleurs mis en perspective avec les 50 milliards d'investissements réalisés en 2017 et en 2018

6) Les recommandations de l’AIE pour amplifier l’investissement dans le nucléaire

6a) Réduire l’incertitude de la politique nucléaire et reconnaître la valeur de l’énergie nucléaire dans les systèmes énergétiques actuels et futurs à faible émission de carbone

« L’incertitude de la politique nucléaire dans un certain nombre de pays empêche l’industrie nucléaire de prendre des décisions d’investissement. C’est en partie le résultat d’incohérences entre les objectifs politiques énoncés – tels que l’atténuation des changements climatiques – et les actions politiques....La reconnaissance franche par les gouvernements et les organisations internationales de la valeur des attributs de l’énergie nucléaire et de sa contribution à la décarbonisation des systèmes énergétiques mondiaux encouragerait les décideurs politiques à inclure explicitement le nucléaire dans leurs plans énergétiques à long terme et les NDC dans le cadre de l’Accord de Paris. »

« Alors que certains pays affirment qu’ils peuvent atteindre les objectifs de décarbonisation tout en éliminant progressivement le nucléaire (Belgique, Allemagne, Espagne, Suisse) ou en réduisant sa part (France), d’autres continuent de reconnaître la nécessité d’accroître la part du nucléaire : Chine, Russie, Inde, Argentine, Brésil, Bulgarie, République tchèque, Égypte, Finlande, Hongrie, Pologne, Arabie saoudite, Émirats arabes unis, Royaume-Uni et Ouzbékistan. Fin 2018, la stratégie énergétique à long terme de l’UE a clairement indiqué que l’énergie nucléaire – avec les énergies renouvelables – constituera l’épine dorsale du système énergétique de l’UE afin d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Dans le même temps, les discussions en cours sur la taxonomie de l’UE sur l’admissibilité de la production d’énergie nucléaire au financement de la durabilité mettent en évidence les difficultés à reconnaître la contribution de l’énergie nucléaire à l’atténuation du changement climatique. »

6b) Réduire les risques du marché grâce aux réformes du marché de l’électricité

 L’incertitude du marché de l’électricité rend difficile pour les investisseurs de prévoir le montant des revenus qu’une centrale nucléaire pourrait générer sur plusieurs décennies.  Les organismes de réglementation pourraient réduire cette incertitude en améliorant la conception du marché de l’électricité afin d’attribuer une valeur appropriée aux centrales nucléaires à énergie propre et dispatchable. Il est particulièrement important de développer des contrats à long terme pour réduire l’exposition des actifs nucléaires à longue durée de vie aux risques de marché à court terme.

Des réformes du marché de l’électricité sont également nécessaires pour faire face aux impacts d’une plus grande intégration des énergies renouvelables variables et des coûts associés au système. En termes généraux, les décideurs doivent reconnaître et répartir équitablement les coûts du système aux technologies responsables. Favoriser des marchés concurrentiels à court terme et assurer une capacité et une flexibilité adéquates, ainsi que des infrastructures de transport et de distribution, sont des mesures politiques clés  visant à soutenir l’internalisation des coûts du système.

6c) Faire appel au leadership du gouvernement pour promouvoir la construction nucléaire.

En s’appuyant sur les leçons tirées des récents projets de la génération III, les décideurs pourraient appuyer la réduction rapide des coûts de construction en prenant des décisions opportunes sur les projets de construction neuve. Prendre ces décisions dès que possible remettrait le nucléaire sur les rails avec le SDS et stimulerait également l’économie à court terme par la création d’emplois.  La gouvernance globale des projets nucléaires de construction neuve demeurera essentielle pour l’allocation et l’atténuation efficaces des risques liés à la construction et au marché. Compte tenu de l’impact du coût du capital sur le coût nivelé et des externalités positives associées à l’énergie nucléaire, il est clair que les gouvernements soutiennent le financement directement ou indirectement – en particulier pour répondre à la perception des risques et à l’accumulation des capacités lorsque des programmes nucléaires sont lancés.

Les approches réglementaires qui ont été utilisées avec succès pour d’autres projets d’infrastructure – comme le modèle de base d’actifs réglementaires (RAB) au Royaume-Uni – suscitent un regain d’intérêt de la part des décideurs pour financer de futurs projets nucléaires de construction de nouvelles constructions avec un coût de capital moindre.  Compte tenu des impacts structurels durables et profonds d’un programme nucléaire sur l’économie d’un pays et son système d’électricité, les gouvernements doivent considérer les projets nucléaires comme des projets d’infrastructure nationaux d’importance stratégique. Ce type de décision stratégique peut être particulièrement crucial dans la période post-COVIDE 19 pour galvaniser les efforts nationaux de relance économique. Cela se traduit par une responsabilité claire du gouvernement en termes de leadership et d’union de divers intervenants, y compris le grand public.  Ces actions nécessiteront donc un effort concerté des gouvernements et de l’industrie, comme l’illustre l’accord sur le secteur nucléaire 2018 du gouvernement britannique qui vise à réduire le coût des nouvelles constructions de 30 % en 2030.

6e) Harmoniser les licences et favoriser la collaboration internationale.

Il n’existe pas de cadre régional ou mondial de licence pour les technologies nucléaires, ce qui signifie que les fournisseurs doivent répéter le processus de certification et s’adapter aux codes et normes nationaux dans chaque pays, en allongeant la durée des projets et en augmentant les coûts et l’incertitude. Davantage d’efforts pour harmoniser les exigences réglementaires et promouvoir la normalisation des conceptions sont donc nécessaires. Cela pourrait se faire grâce à l’échange d’informations et d’expériences entre les organismes de réglementation, y compris pour les conceptions les plus nouvelles, et par des initiatives plus efficaces de l’industrie mondiale pour harmoniser les normes d’ingénierie. Il est essentiel que les gouvernements permettent ces efforts, en s’appuyant sur les récentes initiatives bilatérales et multilatérales. »

7) Maintenir le rôle de l’énergie nucléaire et hydroélectrique pour le climat, pour l’économie et pour l’emploi

« L’hydroélectricité et l’énergie nucléaire sont les deux plus grandes sources de production à faible émission de carbone aujourd’hui, fournissant ensemble 70 % de toute l’électricité à faible teneur en carbone.

La modernisation des installations hydroélectriques existantes et des centrales nucléaires (pour les pays qui ont l’intention de conserver l’option de l’énergie nucléaire), éviteraient une forte baisse de la production d’électricité à faible émission de carbone ; de nouvelles constructions stimuleraient encore la production de faibles émissions de carbone, et pourraient également être envisagées le cas échéant

L’hydroélectricité est aujourd’hui la plus grande source d’électricité à faible émission de carbone dans le monde et l’énergie nucléaire est la deuxième source en importance. Ensemble, ils représentent près de 30 % de l’approvisionnement mondial en électricité et fournissent 70 % de la production d’électricité à faible émission de carbone. »

« Dans les économies avancées, l’énergie nucléaire est la plus grande source d’électricité à faible émission de carbone à une large marge, mais son rôle futur est incertain à mesure que les centrales vieillissantes commencent à fermer. Sans prolongations supplémentaires, près de 40 % du parc de réacteurs nucléaires des économies avancées sera fermé d’ici 2030. »

« Le développement de l’hydroélectricité et de  l’énergie nucléaire nécessitent un soutien soutenu des gouvernements. Les deux technologies sont à forte intensité de capital, et les projets peuvent être parmi les plus importants dans le secteur de l’énergie en termes d’investissement total. Par exemple, les réacteurs nucléaires de premier plan, les projets de mégahydropuissance et les grands programmes de remise à neuf peuvent nécessiter chacun plus de 10 milliards de dollars en dépenses d’investissement. Les prolongations de durée de vie nucléaire de 20 ans coûtent entre 0,5 et 1,1 milliard de dollars par GW. Avec de longs délais de développement et des exigences de fonds propres élevées, il est clairement très important de trouver des moyens de limiter les risques et de faciliter le financement à faible coût. Un soutien financier direct n’est pas toujours nécessaire : les accords d’achat d’électricité à long terme ou les tarifs de rachat peuvent offrir un certain degré de certitude sur les prix et ont été largement utilisés en Chine. Les garanties de prêt et les prêts préférentiels, le cas échéant, peuvent également réduire le coût du financement.. »

Cinq États des États-Unis, par exemple, ont accordé des crédits zéro émission pour reconnaître les contributions à faible émission de carbone de l’énergie nucléaire et maintenir plusieurs réacteurs en service face à des conditions de marché difficiles. Les solutions basées sur le marché, telles que la tarification du carbone ou les paiements de capacité, pourraient améliorer considérablement la situation financière du nucléaire et de l’hydroélectricité. Des marchés de flexibilité accrus pourraient également renforcer l’économie de l’hydroélectricité… »

Les répercussions sur les émissions et la résilience

Hydro et l’énergie nucléaire contribuent grandement à la réduction des émissions. Sans d’autres prolongations de la durée de vie nucléaire dans les économies avancées, par exemple, les transitions énergétiques propres nécessiteraient environ 80 milliards de dollars d’investissements supplémentaires par an et les factures d’électricité des consommateurs seraient d’environ 5 % plus élevées (AIE, 2019b).

Si une production supplémentaire déplace la production de charbon, alors 1 GW d’énergie nucléaire évite environ 6 millions de tonnes (Mt) d’émissions directes de CO2 par an. L’Hydro a tendance à avoir un taux d’utilisation plus faible que le nucléaire (en raison des variations saisonnières), mais 1 GW de capacité hydroélectrique évite néanmoins environ 3 Mt émissions de CO2. Dans les économies avancées, la production plus élevée de l’hydroélectricité ou du nucléaire affecte principalement la quantité de production au gaz et les économies réalisées grâce aux émissions évitées sont donc plus faibles.

« Conséquences sur l’emploi : l’hydraulique emploie environ 2 millions de personnes dans le monde, dont plus des deux tiers dans des emplois locaux liés à l’exploitation et à l’entretien des installations existantes. L’énergie nucléaire fournit plus de 800 000 emplois, dont environ la moitié sont situés dans des réacteurs. La nouvelle construction de projets d’énergie nucléaire a été la plus importante ces dernières années dans les marchés émergents, y compris l’Inde et la Chine, bien que plusieurs économies avancées continuent de soutenir l’énergie nucléaire. Les projets hydroélectriques existants peuvent être améliorés en remplaçant les turbines pour augmenter la production maximale ou en ajoutant de nouvelles installations de pompage pour soutenir des opérations plus flexibles. Les travaux de modernisation et de construction de projets hydroélectriques créent environ 3 emplois par million de dollars de dépenses en immobilisations. Les prolongations de durée de vie nucléaire créent environ 2 à 3 emplois par million de dollars de dépenses en immobilisations, ainsi que la préservation des emplois locaux d’O&M.

8) Possibilités stratégiques dans l’innovation technologique : les SMR.

« Les difficultés dans le financement de la construction de réacteurs nucléaires à grande échelle stimulent l’intérêt pour les petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR). Les SMR sont généralement définis comme des réacteurs nucléaires d’une capacité électrique inférieure à 300 MW par module, qui sont construits dans une usine puis transportés vers le site de production. Plusieurs types de RMR sont en cours d’élaboration : les SMR refroidis à l’eau légère ont atteint les niveaux de préparation aux licences les plus élevés avec plusieurs concepts en construction ou avancés dans le processus de délivrance de licences. Le développement de SMR refroidis par métal liquide, le  sel fondu ou  le gaz est moins avancé. Les SMR sont en cours de développement dans des pays comme le Canada, la Chine, la Russie et les États-Unis, bien qu’aucun n’ait encore atteint la maturité commerciale. »

« Les SMR offrent la possibilité de fournir une énergie nucléaire à faible émission de carbone avec des investissements initiaux plus faibles et une meilleure évolutivité que les grands réacteurs traditionnels, et avec la capacité d’utiliser des sites qui ne seraient pas en mesure d’accueillir les grands réacteurs traditionnels. On s’attend également à ce que les délais de construction soient beaucoup plus courts en raison de la fabrication d’usine et de l’utilisation de techniques de construction modulaires avancées. Les SRM pourraient contribuer à la flexibilité dans les pays dotés d’un grand réseau électrique ou être utilisés dans les pays ou les régions dotés de petits réseaux électriques qui ne seraient pas appropriés pour les grandes centrales nucléaires. Compte tenu de leurs coûts plus bas,  ils peuvent également être attrayants pour les pays qui n’ont aucune expérience de l’énergie nucléaire, en particulier ceux qui ont des réseaux électriques petits et moins robustes. Dans certains cas, notamment lorsqu’il y a des problèmes de stabilité et de fiabilité du réseau, les SMR peuvent être la seule option de technologie nucléaire techniquement réalisable disponible. »

« Approches stratégiques  : le soutien aux SMR devrait tenir dûment compte des principes généraux de la conception du marché de l’électricité à faible émission de carbone avec un soutien de la politique d’innovation pour faciliter le déploiement rapide. Voici quelques exemples de mesures politiques spécifiques qui pourraient être utilisées :

Fournir un soutien à l’investissement pour des projets pilotes tels que des subventions d’immobilisations, des garanties de prêts et des contrats à long terme sur mesure.

Favoriser les accords de partage des coûts pour la collaboration internationale, les programmes partagés de RD&D et les cadres nationaux et internationaux de licence.

Aider les autorités réglementaires à accélérer la résolution des préoccupations relatives à la validation des dispositifs de sécurité novateurs et à l’assemblage des usines.

 Les SMR ont le potentiel de fournir une autre voie pour le développement de l’énergie nucléaire et pourraient fournir un grand nombre d’emplois dans les activités de conception, de fabrication, d’approvisionnement et de construction. Toutefois, les perspectives des SMR dépendront dans une large mesure du déploiement réussi de prototypes et de centrales.. Un objectif important est d’établir des conceptions normalisées qui permettraient le développement de chaînes de valeur et d’accélérer les économies d’échelle, d’apprentissage et de réduction des coûts.