Un élément stratégique du système électrique et un atout économique pour la France.
On ne peut pas discuter du parc nucléaire français sans prendre tout d’abord en considération son importance primordiale dans les systèmes électriques français et européen. Le parc nucléaire français, ce sont 58 réacteurs délivrant une puissance électrique totale de 63.2 GW et ayant assuré une production de 416.8 TWh en 2015 soit 76,3 % des 546,0 TWh produits en France. Grâce au parc nucléaire, plus de 60 TWh peuvent être exportés chaque année. Ce sont les centrales nucléaires qui permettent de compenser – sur une base saisonnière mais également journalière – les fluctuations de la demande et celles de la production en provenance d’énergies non dispatchables (solaire, éolien essentiellement). Grâce à leurs grosses machines tournantes, les centrales donnent en plus de l’inertie au réseau, ce qui lui permet de lisser les à-coups dont il est l’objet à tout instant.
Faut-il rappeler également que l’électricité d’origine nucléaire est quasiment totalement décarbonée, et même plus que ne le sont l’éolien ou le solaire photovoltaïque puisque la base carbone gérée par l’ADEME crédite l’électricité d’origine nucléaire de 6 g de CO2/kWh, l’éolien terrestre de 7 g et le photovoltaïque de 55 g.
Sur le plan économique, le parc nucléaire représente un atout considérable. Résultat d’un investissement cumulé de 101 Mds €2015 (en coûts complets y compris le financement du capital)[1], il est aujourd’hui comptablement amorti pour l’essentiel et produit des MWh à un prix qui a été estimé dans le cadre des calculs de l’ARENH à 42 €/MWh[2]. Pour évaluer en termes quantitatifs le surplus économique que le parc nucléaire procure à notre économie, il faudrait pouvoir calculer quel serait le prix de revient de fournitures équivalentes en l’absence de centrales nucléaires, c’est-à-dire appliquer a posteriori la méthode des coûts évités : Levelized Avoided Cost of Electricity (LACE).
On pourrait imaginer que les 415 TWh produits chaque année soient acquis sur le marché de gros de l’électricité, au prix actuellement observé de 26 €/MWh. Mais ce serait faire preuve de naïveté : le marché de gros actuel ne saurait supporter des achats de cette importance et les prix observés sont rendus possibles par les coûts marginaux très faibles des productions d’électricité d’origine éolienne et solaire dont les coûts fixes sont couverts par d’autres mécanismes (obligation d’achat et CSPE en France, EEG en Allemagne).
A l’opposé, on pourrait supposer que les 415 TWh manquants soient fournis par les moyens faisant l’objet d’une obligation d’achat par l’opérateur historique, c’est-à-dire au prix de rachat de 139 €/MWh constaté en 2015 pour les 42,1 TWh concernés. Mais ce serait là faire preuve d’un pessimisme excessif.
L’hypothèse la plus probable est que si la France n’avait pas de parc nucléaire, elle serait sans doute comme l’Allemagne contrainte de recourir à hauteur de 75 % aux énergies fossiles pour la satisfaction de ses besoins en électricité et serait alors confrontée à un mur colossal de dépenses pour décarboner sa production d’électricité afin de respecter l’objectif de réduction par un facteur 4 des émissions de CO2. Rappelons que le consommateur allemand dépensera en 2016, par le canal de la taxe EEG, 22,9 Mds €.
Il est ainsi raisonnable d’estimer que le parc nucléaire actuel procure à notre économie un surplus économique de l’ordre de 15 à 20 Mds €/an ce qui équivaut à situer la valeur de substitution entre 78 et 90 €/MWh.
Un parc vieillissant – Le programme de « grand carénage »
Construit sur une période de 15 ans environ (mais mis en service dans un laps de temps plus court, la première centrale de 900 MW ayant demandé huit ans pour être construite), le parc français est vieillissant : la moyenne d’âge des réacteurs est de 30 ans. La durée maximale de fonctionnement de 40 ans aujourd’hui admise se rapproche et risque de provoquer un effet « falaise », un nombre important de réacteurs risquant de devoir être déclassés quasiment simultanément.
Ne rien faire créerait un grave problème sur le réseau européen et placerait la France dans une situation où elle pourrait être amenée à prolonger en urgence la vie de ses centrales alors que les travaux de remise à niveau nécessaires n’auraient pas été effectués. Ne rien faire serait aussi condamner à la disparition progressive l’industrie nucléaire française, troisième industrie du pays qui emploie aujourd’hui 220 000 agents.
C’est ainsi qu’est né le programme dit de « grand carénage » visant à porter la durée de vie des centrales nucléaires à 50 ans voire à 60 ans si l’Autorité de sûreté nucléaire y consent. EDF a évalué la dépense correspondante, en termes de dépenses de maintenance, à 56,4 Mds € sur 11 ans cependant que la Cour des comptes retient un montant de 75 Mds € en étendant la période prise en considération à 16 ans et en ajoutant des dépenses d’entretien de 25 Mds €. En chiffres ronds, on parle donc de 100 Mds € sur 16 ans, ce qui, hasard des chiffres, correspond à peu de choses près au montant actualisé de l’investissement initial.
Il est clair que l’avenir du parc nucléaire français est étroitement dépendant de l’aboutissement de ce programme vis-à-vis duquel EDF s’est préparé en portant dès 2014 ses dépenses de maintenance à 4,4 Mds €.
Mais la mise en œuvre de ce programme pose de nombreuses questions que nous évoquons ci-après.
Faisabilité technique et questions de sécurité
Nous n’approfondirons pas ici cette question car nous ne nous estimons pas suffisamment bien placés pour le faire. L’Autorité de sûreté veillera, si elle autorise la prolongation de la durée de vie des centrales, à ce que toutes les mesures de sécurité soient prises. Aujourd’hui, on peut cependant être confiant sur la faisabilité du projet, notant que les Etats-Unis prévoient d’étendre la durée de vie de leurs centrales jusqu’à 60 ans voire 80 ans.
Faisabilité industrielle
Après de longues années sans nouvel engagement dans le secteur nucléaire, les difficultés rencontrées sur les chantiers de l’EPR d’Olkiluoto et de Flamanville ont montré que la filière nucléaire française doit être restructurée. Nous en avions analysé la problématique dans un dossier paru dans Passages en 2010 après l’échec sur le projet d’Abu Dhabi remporté par les Coréens[3]. Cinq ans après, des décisions ont été prises visant à redonner à EDF le leadership qui lui avait permis de mener à bien le programme nucléaire français. Mais EDF n’a-t-il pas perdu la main ? Le grand carénage est une opération industrielle complexe qui nécessite l’élaboration et la maîtrise de méthodes appropriées et le rassemblement de compétences qui ne s’improvisent pas. C’est un vaste réseau de sous-traitants qu’il faut réactiver, des formations à mettre en place et de nombreuses embauches de personnels qualifiés à réaliser[4].
Il est clair que l’achèvement du chantier de Flamanville, prévu à présent pour fin 2018, serait une étape importante dans la voie de la restauration de la crédibilité de la filière nucléaire française. Mais on ne peut pas attendre cette étape pour avancer. Il y a dans le lancement du programme de grand carénage une sorte de pari dont la restauration du tissu nucléaire français doit être l’un des résultats et ne peut par conséquent pas être posée comme préalable. Mais l’échec d’Areva dans sa tentative de maîtrise de l’ensemble de la chaîne nucléaire montre que l’impréparation peut être fatale.
Faisabilité économique
On peut s’interroger sur l’opportunité de consacrer 100 Mds €, c’est-à-dire environ 5 Mds €/an, à la préservation du parc nucléaire, au moment où l’économie française peine à sortir d’une période de long ralentissement, sachant qu’en outre le nucléaire appelle d’autres dépenses, pour le développement de filières nouvelles notamment.
Un des premiers critères est évidemment le prix de revient du MWh qui sera produit. La Cour des comptes l’évalue à 63 €/MWh, en notant qu’une erreur du simple au double sur le montant du programme porterait ce prix de revient à 70 €/MWh. Compte-tenu du coût des solutions alternatives non carbonées, il est difficile de contester le bien-fondé économique du programme.
On peut également comparer l’enveloppe de 100 Mds € à celle qui est exigée de la part des consommateurs pour assurer le financement, au travers de la CSPE, du développement des énergies alternatives. Ce montant s’élève à 4.5 Mds € en 2015. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a estimé dans un rapport daté de 2014 qu’il passerait dès 2025 à 8 Mds € par an et qu’il atteindrait en cumulé sur la période 20002-2025 92 Mds €. Depuis lors, la loi sur la transition énergétique et la croissance verte (LTECV) est venue donner un nouveau coup d’accélérateur aux énergies nouvelles et les chiffres préparatoires à la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) indique que le soutien aux énergies alternatives pourrait atteindre 10 Mds €/an dès 2023.
L’effort consacré au profit de ces énergies serait donc très supérieur à celui requis par la maintenance du parc nucléaire. Mais il y a en outre deux différences fondamentales : selon le scénario de la CRE, les énergies alternatives apporteront 72 TWh au bilan électrique alors que le nucléaire produira, à parc inchangé, 415 TWh. Par ailleurs, l’énergie nucléaire trouve sa rentabilité propre alors que le chiffre de 8 à 10 Mds €/an représente l’effort additionnel qu’il faut consentir pour amener les énergies alternatives au niveau de la compétitivité, les énergies alternatives étant subventionnées et devant le rester au cours de la prochaine décennie, à hauteur des deux tiers de leur prix de revient.
Un troisième terme de comparaison peut être trouvé dans la « ristourne » qui, depuis la mi-2014, est consentie par les pays producteurs de pétrole aux pays consommateurs du fait de la baisse des prix du pétrole (115 $/bbl en juin 2014, 40 $/bbl en mars 2016). Cette restitution de pouvoir d’achat, qui profite aux entreprises comme au consommateur final, est de l’ordre de 20 Mds €/an dans le cas de la France. Elle est donc considérable mais elle ne durera pas éternellement. Allouer une partie de cette rente à l’épargne, sous forme du financement de la maintenance du parc nucléaire afin de préparer l’avenir comme la génération qui nous a précédés avait décidé de le faire lors du lancement initial du programme, n’a rien d’extravagant.
Le financement
Mais la responsabilité du financement incombe à EDF en tant que maître d’ouvrage. Et là, les choses se gâtent. EDF se trouve confronté à de multiples sollicitations : maintenance du parc nucléaire, financement d’Hinkley Point, restructuration d’Areva… alors que sa marge brute d’autofinancement est fortement contrainte du fait des pressions qui s’exercent sur les prix qu’elle peut pratiquer. Comme toutes les utilités européennes, EDF est confrontée sur les marchés de gros à la concurrence des productions d’origine renouvelable aux coûts marginaux très faibles et dont le financement est assuré hors marchés, ce qui leur permet de supporter des prix de marché très faibles (20 €/MWh en Allemagne, 26 €/MWh en France en mars 2016). Au niveau des tarifs encore régulés, le fournisseur est pris en étau, pour un prix rendu consommateur que les pouvoirs publics ne veulent pas laisser augmenter, entre les taxes, dont le montant atteint à présent 37,1 % de la facture supportée par le consommateur domestique et les charges de réseau qui ont également augmenté, pour atteindre 24,7 %, afin notamment de permettre aux gestionnaires de réseaux de financer les investissements requis par le développement des énergies renouvelables.
Une telle situation est très préoccupante. Elle est la conséquence du développement des énergies renouvelables et de la politique de soutien qui en a résulté. Cette politique aurait eu pleinement son sens si la croissance de la consommation d’électricité avait nécessité de nouveaux moyens de production pour lesquels le recours aux énergies renouvelables eût été justifié. Mais pour diverses raisons, la consommation d’électricité n’augmente pas et donc les énergies renouvelables se développent aux dépens de l’énergie nucléaire dont elles viennent miner la rentabilité, sans être soumises aux lois du marché.
Les mesures à prendre sont de deux natures :
– structurelles au niveau européen, en replaçant dans un cadre concurrentiel les énergies renouvelables, en limitant à un niveau raisonnable le premium qui leur est consenti et en instituant simultanément un prix plancher pour le CO2 ;
– conjoncturelles au niveau français en répartissant sur l’ensemble des énergies les 100 Mds € de dette mises d’office sur le dos des consommateurs d’électricité via la CSPE.
Il est clair que les pouvoirs publics ont un rôle déterminant à jouer pour concevoir et mettre en œuvre de telles mesures.
La programmation pluriannuelle de l’énergie
La préservation ou le développement du parc nucléaire ne peuvent évidemment pas se concevoir indépendamment des autres énergies. La loi sur la transition énergétique était censée fixer les grandes lignes d’évolution du mix énergétique pour les prochaines années sur la base desquelles une programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) pourrait être établie par périodes successives de cinq ans. Parmi les objectifs auxquels cette PPE doit répondre figure la limitation à 63.2 GW de la capacité nucléaire totale autorisée mais aussi l’objectif de ramener à 50 % dès 2025 la part du nucléaire dans la production de l’électricité.
Le plafond de 50 % a donné lieu à débat mais il est peu probable qu’il soit dans son principe remis en cause. Par contre, il est patent que la fixation de l’horizon à 2025 de son respect pose un problème majeur. Adoptée dans le souci de « faire de la place » aux énergies nouvelles que l’on souhaite développer, une telle disposition pourrait entraîner, comme la Cour des comptes l’a noté dans un rapport de début 2016, l’arrêt d’ici à 2025 de 17 à 20 réacteurs (à consommation et exportations constantes). Une telle hypothèse va évidemment complètement à l’encontre du maintien de notre capacité nucléaire et poserait des problèmes que chacun peut facilement imaginer. Cependant elle est inscrite dans la loi et la PPE doit la prendre en compte ainsi que, plus en aval, le plan stratégique qu’EDF doit soumettre dans un délai de six mois au ministre chargé de l’Energie.
On voit là apparaître un facteur de blocage évident au moment où il serait nécessaire d’engager une réflexion stratégique sur le choix optimal du scénario d’évolution du bouquet électrique.
Permettre le développement d’une nouvelle génération de réacteurs
Enfin, il existe une dernière préoccupation à laquelle la stratégie de gestion du parc nucléaire devrait répondre : celle de permettre l’éclosion d’une nouvelle filière de réacteurs, qui sera peut-être un EPR+ ou un réacteur de type ATMEA mais qui devrait en tout état de cause être plus compétitif que l’EPR actuelle et donner à l’industrie française une meilleure chance de rester présente sur la scène internationale. Sans référence domestique, il est difficile d’asseoir une crédibilité au niveau international face à la concurrence chinoise, américano/japonaise, russe et coréenne.
Par ailleurs, se contenter de prolonger la vie des centrales actuelles ne permet pas, dans un contexte de stagnation de la demande, d’insérer de nouveaux réacteurs et une telle stratégie ne ferait que repousser l’effet falaise sans y remédier structurellement. Outre le choix de la filière d’avenir, qui pose en lui-même des problèmes sortant du cadre de ce papier, il faut réfléchir à la façon dont elle pourra, à un horizon à fixer, répondre à la demande nationale sans créer de nouvelles surcapacités. Il faut donc tester divers scénarios mais, pour ce faire, il faut pouvoir s’affranchir de la contrainte 2025 de la LTECV.
En conclusion
Sur la base des données actuelles, il est clair qu’il est n’est pas possible d’affirmer que l’avenir du parc nucléaire français est assuré. Trop d’incertitudes demeurent. Des épisodes successifs de délitement progressif du parc ne sont pas exclus, préjudiciables à la fois sur le plan de la sécurité, de la compétitivité et de la réduction des émissions de gaz à effet de serre.
Pour que le parc nucléaire puisse, dans le cadre d’une stratégie de décarbonation de l’approvisionnement énergétique, assurer son rôle de complément aux énergies renouvelables de préférence aux centrales à charbon auxquelles l’Allemagne est contrainte de recourir – la dernière centrale à charbon a été inaugurée à Moorburg près de Hambourg, pour une puissance de 1 654 MW –, il faut qu’un certain nombre de conditions soient réunies.
Les entreprises du secteur, EDF en premier lieu, doivent se mettre en ordre de marche, s’organiser mieux qu’elles ne l’ont fait au cours des dernières années et proposer des solutions industrielles fiables et compétitives.
Mais L’Etat doit redevenir stratège. Il doit fixer de façon stable de grandes orientations dans lesquelles les acteurs économiques peuvent déployer leur action :
– des objectifs à moyen terme réalistes, oubliant le point de passage obligé de 2025 ;
– un prix plancher du carbone fixé à un niveau significatif ;
– un repositionnement des énergies renouvelables dans le cadre du marché, accompagné de mesures incitatives raisonnablement dimensionnées ;
– des mécanismes de formation des prix intégrant aussi bien l’effort d’investissement que les couts d’exploitation ;
– une incitation à développer les usages de l’électricité – dans les domaines de la mobilité et des bâtiments notamment – de façon à permettre aux énergies renouvelables et au nucléaire de disposer d’un vecteur facilitant la décarbonation de l’économie ;
- une vision du futur axée prioritairement sur la sortie des énergies fossiles et donc sur la décarbonation des énergies et dans laquelle les scénarios du possible sont appréciés non pas au regard de considérations émotionnelles ou incantatoires mais en s’appuyant sur des évaluations économiques rationnelles représentatives de l’intérêt général.
Jean-Pierre Hauet*
*Ancien Senior Vice-President Technology
du groupe ALSTOM
*Communication faite lors du colloque Passages-ADAPes, « L’avenir du nucléaire français », qui s’est tenu le 31 mars 2016 au Palais du Luxembourg.
[1] Source : Données du rapport Cour des comptes 2012 actualisées sur 2015.
[2] ARENH : Accès régulé à l’électricité nucléaire historique.
[3] Le nucléaire français : comment rester parmi les meilleurs ? – Passages no 163 – Juin 2010.
[4] 110 000 embauches d’ici 2020 selon le Comité stratégique de la filière nucléaire (2013).
