« Futurs énergétiques 2050 » : les leçons de l’étude RTE (2/2)

Dans un précédent article nous avons présenté les grands traits de l’étude de RTE Futurs énergétiques 2050. Nous revenons ici sur certaines des hypothèses qui en sous-tendent les résultats : les coûts du nucléaire, les coûts des flexibilités, et les trajectoires de consommation d’électricité.

Les coûts de construction du nouveau nucléaire restent largement incertains. L’EPR de Flamanville[1] aura coûté in fine (mais ce n’est pas encore fini…) 20 milliards d’euros (Md€) au lieu des 3,5 Md€ annoncés au début, dont 6,7 Md€ d’intérêts intercalaires permettant de financer le chantier. RTE table, avec EDF, sur une réduction importante par le passage à l’EPR2[2], le coût déclinant de 7900 €/kW (hors coûts intercalaires, ou coût « overnight ») à 5500 €/kW pour les premiers réacteurs, baissant ensuite à 4700 €/kW.

Une perte de compétences

A l’appui de cette hypothèse de baisse, RTE rappelle que, lors de la construction des réacteurs existants, des gains de 25 à 30% avaient été constatés entre les têtes de série industrielles et les tranches construites ultérieurement. Cependant, il n’est pas certain qu’on puisse véritablement considérer les premiers EPR comme d’authentiques têtes de série, les futurs EPR2 étant eux-mêmes substantiellement différents. Une variante dite « haute » envisage des coûts de 6000 €/kW diminuant à 5000 €/kW, tout en restant nettement inférieurs à ceux de l’EPR de Flamanville.

Mais peut-on prendre ces projections pour argent comptant ? L’industrie nucléaire fait face à une perte de compétences massive, à l’origine de bien des déboires à Flamanville. Pourra-t-elle tout à la fois conduire à bien le « grand carénage[3] » des réacteurs existants et multiplier les chantiers de nouveaux réacteurs, faire en somme la soudure – sans fissures – entre l’historique et le nouveau ?

Coûts financiers

Les coûts du financement de la construction du nouveau nucléaire sont également l’objet d’une hypothèse forte : un coût du capital fixé à 4%, comme pour les énergies renouvelables. Mais si le coût de financement du nouveau nucléaire s’avère en réalité plus élevé, l’écart de coût entre les scénarios avec nouveau nucléaire et les autres, notamment le M23 disparaît, ainsi qu’on le voit ci-dessous, avec la ligne rouge (CMCP= coût moyen pondéré du capital).

Or cet écart de coûts de financement est inéluctable, sauf si le nucléaire est très largement financé sur fonds publics… c’est-à-dire par la dette publique.

Les énergies renouvelables bénéficient de financements privés à faibles coûts, grâce au niveau de risque réduit que présente ce type d’investissement. Le risque technologique est faible et le risque commercial d’autant plus réduit que les systèmes d’achats à long terme de l’électricité produite, résultant notamment des appels d’offres de la puissance publique, les mettent partiellement à l’abri de la volatilité des marchés de l’électricité.

Certains confondent parfois ces politiques d’achats à long terme à prix garantis avec de la dette publique, mais il n’en est rien. Les renouvelables, dont le coût en capital domine très largement le modèle économique, sont bien financées par de l’argent privé, sur les fonds propres des développeurs et surtout par des emprunts contractés auprès de banques, et souvent par la suite refinancées par des fonds à la recherche de rendements faibles mais sûrs et de longue durée.

Retards et dépassements de coût

Pour le nucléaire c’est très différent. Les investisseurs privés fuient les risques de non-achèvement, de retards et de dépassements de coûts. Il ne suffit pas de faire bénéficier le nucléaire de contrats d’achat à long terme – à 100 £ (117€)/MWh sur 35 ans pour les EPR d’Hinkley Point en Angleterre – pour faire venir les investisseurs privés. Ces EPR sont financés en totalité par EDF et par China General Nuclear Power Group.

S’endetter pour des investissements productifs n’est pas illégitime, pour le public comme pour les privés. Mais dès lors que la production d’électricité peut être très largement prise en charge par l’investissement privé, pourquoi faudrait-il alourdir la dette publique en reportant sur le contribuable tous les risques de cet investissement dans le nucléaire que fuient, non sans raison, les investisseurs privés ? Ne faut-il pas plutôt diriger les deniers publics vers l’école, l’université, l’hôpital, la recherche – ou, pour rester dans le domaine de l’énergie et du climat, l’isolation thermique des « passoires » que les ménages pauvres ne peuvent pas financer, ou l’amélioration des transports en commun ?

Il est frappant de constater que des personnalités politiques parmi les plus désireuses de réduire la dette publique du pays sont aussi celles qui soutiennent le plus fortement la construction de nouveaux réacteurs nucléaires.

Les coûts des flexibilités

Deux postes se détachent nettement dans l’analyse des coûts de flexibilité des systèmes sans nouveau nucléaire : le coût des batteries nécessaires à la modulation intra-journalière ; et celui de la « boucle hydrogène » nécessaire aux modulations hebdomadaires et saisonnières – plus précisément, pour faire face à des périodes hivernales de faibles ressources renouvelables et forte demande d’électricité.

En ce qui concerne les batteries, on peut s’interroger sur la place modeste faite à l’extension des capacités des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP, portées de 5 GW aujourd’hui à 8 GW). Des études[4] ont pourtant montré d’importants potentiels « conventionnels », sans parler d’options plus originales comme la proposition de STEP littorales utilisant la mer comme bassin inférieur. Ces STEP consomment peu d’espace, contrairement à une opinion largement répandue, car contrairement à l’hydroélectricité elles n’ont pas pour but d’accumuler les précipitations au fil des mois.

D’autres options de flexibilité à court terme mériteraient d’être étudiées de plus près, comme les stockages thermiques haute température pour électrifier certaines industries. A l’instar des STEP, ces options coûteraient nettement moins cher que les batteries tout en fournissant un meilleur service.

En ce qui concerne la « boucle hydrogène », il faut bien voir que son coût est essentiellement celui de la production et du stockage de ce combustible, et non celui des centrales électriques pour le consommer. Les quantités sont faibles : l’enjeu est celui de la décarbonation de 10 à 15 TWh d’électricité par an, soit 2% des émissions de CO₂ du pays si on utilisait du gaz fossile au lieu d’hydrogène. Mais des alternatives existent pour réduire ces coûts, … par exemple l’importation de gaz vert venant de régions où les renouvelables sont plus abondantes et moins chères. Des importations marginales, acheminées par pipelines ou sous forme d’ammoniac lorsqu’elles viennent de plus loin, qui pourraient au fond être comparées à celle de l’uranium dans les scénarios nucléaires.

La sobriété

Nous l’avons dit, c’est sur le niveau de consommation d’électricité que RTE a été le plus critiqué. Les nouveaux éléments livrés en février dans la version complète de l’étude confirment qu’une trajectoire de consommation d’électricité plus basse – trajectoire de « sobriété » – réduit sensiblement les coûts du système électrique… mais sans modifier, à elle seule, le classement économique des divers scénarios. Et il en va de même d’une trajectoire de consommation plus élevée dans une hypothèse de « réindustrialisation profonde », bien qu’elle augmente, elle, les coûts du système. Au fond, le coût du kWh électrique n’est pratiquement pas modifié dans ces variantes.

Néanmoins, si l’ajustement du mix portait uniquement sur le nucléaire, on pourrait éviter la construction de 8 EPR. Et s’il portait uniquement sur les énergies renouvelables… il permettrait un ralentissement du rythme de déploiement par rapport aux scénarios, mais ne supprimerait pas la nécessité d’un doublement des capacités éoliennes terrestres, d’un quadruplement des capacités photovoltaïques, et d’un fort développement des capacités éoliennes en mer.

D’autres scénarios – celui de Négawatt, le scénario « Génération frugale » de l’ADEME – supposent des trajectoires bien plus basses. Il ne faut pourtant pas s’y tromper : la trajectoire de référence de RTE n’est pas un scénario tendanciel, sans efforts d’économie. Elle accompagne une réduction de 42% de l’énergie finale. Aller nettement plus loin n’est pas impossible mais suppose des décisions assez fortes, telles que la baisse de la température de chauffage, la moindre consommation de biens manufacturés, la sobriété numérique. L’ADEME ajoute la transformation de résidences secondaires en résidences principales pour limiter la construction neuve, une division par trois de la consommation de viande…

Il serait légitime d’en débattre en détail et de consulter les citoyens et citoyennes avant de s’engager fermement dans cette voie. A moins, bien sûr, que par le jeu des sanctions et contre-sanctions la guerre en Europe ne nous précipite dans une sobriété davantage subie que véritablement choisie.

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[1] L’EPR (« European Pressurized Reactor », devenu « Evolutionary Power Reactor ») est une nouvelle génération de réacteur nucléaire de forte puissance (1 660 MW). En Europe, 1 seul EPR est en service depuis décembre 2021 et 3 autres sont encore en chantier : 1 en France (à Flamanville) et 2 au Royaume-Uni (à Hinkley Point), tous les 3 construits par EDF. Ces 4 EPR ont tous accusé de très importants retards de construction (12 ans pour le réacteur finlandais) ainsi que d’énormes dépassements de budget.

[2] L’EPR 2 est un projet de version « optimisée » de l’EPR voulue plus simple et moins chère à construire que ce dernier. A ce jour aucune construction d’un EPR2 n’a encore été lancée.

[3] Le « Grand carénage » désigne le programme d’adaptation et de modernisation des centrales nucléaires d’EDF visant à allonger leur durée d’exploitation.

[4] Notamment l’étude du Joint Research Center de la Commission Européenne Pumped-hydro Energy Storage: Potential for Transformation from Single Dams.