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 )
