Investir dans le nucléaire en construisant 14 nouveaux EPR d'ici 2050 et interdire tout nouveau projet de construction d’éoliennes

Toutes les analyses développées ci-dessous sont menées en comparant les coûts annualisés du scénario choisi par le candidat aux coûts du scénario N03, mix énergétique le moins coûteux étudié par RTE dans son rapport sur les futurs énergétiques à horizon 2050 (1).

S’agissant du volet nucléaire, le scénario étudié par RTE le plus proche de la proposition du candidat est le scénario N03 (le candidat a notamment affiché sa volonté de stopper la fermeture des réacteurs actuellement prévue par la PPE, de prolonger les réacteurs existants à 60 ans, de construire 14 EPR et d’investir dans la 4e génération, ce qui laisse penser que le candidat intégrera à son mix d’autres technologies que l’EPR (2)).

Les centrales nucléaires actuelles ne pouvant probablement dépasser une durée de vie de 60 ans, tout du moins pas à un coût compétitif, investir dans le nucléaire sur le long terme, nécessite de se lancer dans la construction de nouvelles capacités. Les coûts de production des EnR suivant une courbe inverse de ceux de production du nucléaire, le coût de l’EPR ayant été largement réévalué et restant largement incertain, choisir un mix basé sur la construction de nouveau nucléaire, pourrait nécessiter des coûts de production plus élevés que dans un scénario 100 % EnR. Ainsi RTE considère qu’à horizon 2050, les coûts de production des EnR pourraient être compris entre 25 et 70€/MWh (hors petit PV sur toiture) alors que le nouveau nucléaire est estimé entre 60 et 80€/MWh au même horizon.

Par ailleurs, investir dans du nouveau nucléaire pose nécessairement la question du coût et de la gestion de plus de déchets nucléaires, qui nécessitera de réinvestir dans les infrastructures de gestion du combustible usé et d’augmenter la capacité de stockage du projet Cigéo. RTE estime dans son bilan prévisionnel 2050, les coûts liés à la gestion des combustibles usés à un peu plus de 800 M€/an dans un scénario avec 8 EPR. À ces coûts s’ajoutent un coût de gestion des déchets (extension de Cigéo) estimé 2,1€/MWh.

Néanmoins, cette hausse des coûts de production et de gestion du combustible et des déchets, serait intégralement compensée par un besoin moindre en flexibilité et en renforcement des réseaux de transport et de distribution, par rapport à un scénario 100 % renouvelable. RTE estime ainsi que les besoins de flexibilité et d’adaptation des réseaux induits par le caractère décentralisé et intermittent des EnR sont responsables de surcoûts pouvant aller jusqu’à 20 Md€/an à horizon 2050, pour les scénarios sans nouveau nucléaire par rapport aux scénarios avec nouveau nucléaire.

Eric Zemmour propose par ailleurs de réinstaurer la technologie Astrid, technologie de 4e génération qui était en phase de test par le CEA jusqu’en 2019, date à laquelle le programme de recherche a été abandonné. Réinstaurer cette technologie nécessiterait de reprendre le programme de recherche et il faudrait donc probablement des années avant qu’un réacteur utilisant cette technologie soit réellement mis en service. Au-delà de la faisabilité d’intégrer ce type de réacteur dans le mix français à horizon 2050, l’effet du développement de ce type de réacteurs par rapport à un EPR (réacteur de 3e génération) est incertain. La technologie Astrid devait permettre en autre de réduire la quantité de déchets nucléaires, réduisant ainsi les coûts de gestion de ces derniers.

Le candidat indique, de plus, vouloir interdire tout nouveau projet éolien terrestre et maritime (offshore). Le mix électrique proposé par le candidat ne pourra donc s’appuyer que sur le parc existant ou en construction. S’agissant de l’éolien terrestre, à mi-2021 18,2 GW d’éoliennes étaient raccordés en France, selon le panorama de l’électricité renouvelable à juin 2021 publié par RTE. On fera donc l’hypothèse que 20 GW seront intégrés au mix électrique du candidat. Côté offshore, on fera l’hypothèse que le candidat ne stoppera pas les 7 projets lauréats des trois premières vagues d’appel d’offres, pour lesquels des investissements parfois importants ont déjà été engagés. Ce sont donc 3,5 GW d’éolien offshore qui pourront composer le mix électrique du candidat. Le mix EnR du scénario du candidat sera donc légèrement différent de celui étudié par RTE dans son scénario N03 (43 GW d’éolien en terre et 22 GW d’éolien en mer). Ce sont ainsi 112 TWh d’éolien qui ne pourront être mobilisés à horizon 2050 dans le scénario du candidat et qui devront être fournis par une autre énergie.

Le candidat mentionne la géothermie et la biomasse, néanmoins il paraît assez peu probable que ces énergies puissent être mobilisées à grande échelle. Ni RTE, ni plus récemment l’ADEME dans son étude « Transitions 2050 » ne considèrent que ces énergies présentent un haut potentiel à horizon 2050. L’ADEME a fait ainsi l’hypothèse que ces énergies ne pouvaient se développer au-delà des objectifs PPE, et RTE intègre uniquement 2GW (12 TWh) de ces énergies dans ses scénarios, considérant notamment que la ressource biomasse sera rare et devra être mobilisée pour d’autre usages où elle sera plus efficace (consommation de gaz par exemple). Même en considérant une politique volontariste de développement de ces énergies (multiplication par 2 par rapport aux hypothèses RTE), il faudra donc remplacer l’arrêt des projets éoliens par 100 TWh de solaire environ à horizon 2050 alors que le scénario N03 comprend déjà 86 TWh de solaire. Il faudra donc une capacité totale de 150 GW de solaire environ, soit une multiplication de la capacité actuelle par 15, ce qui semble atteignable d’après les études menées par RTE.

Néanmoins, cette augmentation de la part du solaire dans le mix EnR proposé par le candidat est de nature à générer des surcoûts par rapport au scénario N03. En effet, RTE indique qu’un mix EnR optimisé est un mix conduisant à mobiliser très fortement l’éolien, et plus faiblement le photovoltaïque, en raison du profil de production éolien qui est plus en adéquation avec le profil de consommation, notamment lors des heures les plus chargées, comme le soir en hiver. Une plus faible part d’éolien que celle actuellement prévue dans les scénarios avec nouveau nucléaire étudiés par RTE (65 % d’éolien par rapport à la production éolien + PV), entraînerait des surcoûts liés au développement de flexibilités nouvelles pour compenser la désoptimisation du mix. Chiffrer le coût du développement de ces flexibilités est difficile, il nécessite de pouvoir modéliser précisément le besoin en regardant les courbes de charge de consommation et de production sur l’ensemble d’une année, pour déterminer les moyens les plus pertinents à mettre en place. Au-delà même d’un bouquet de flexibilités plus important en termes de capacité que dans un scénario avec plus d’éolien, il faut donc considérer un bouquet différent (il faudra plus investir par exemple dans du stockage saisonnier qui est particulièrement coûteux).

Néanmoins, pour estimer le surcoût de flexibilité induit par la transformation de 100 TWh d’éolien en solaire, on peut en première approximation comparer les scénarios M1 et M2 de RTE  : les flexibilités coûtent d’après RTE, 16,5 Md€/an à horizon 2050 dans le scénario M1 et 14 Md€/an dans le scénario M23. Cet écart de 2,5 Md€ correspond à un volume de l’ordre de 80 TWh d’énergie éolienne qui ne serait pas produit dans un mix globalement équilibré par ailleurs entre énergie éolienne et énergie solaire. Une première estimation de surcoût à cet horizon serait équivalente à 2,5 Md€/an, compte tenu des flexibilités supplémentaires nécessaires au titre de cette source d’énergie. Cependant, cette estimation ne prend pas en compte le fait que le mix proposé par le candidat n’étant pas du tout équilibré compte tenu de la très faible proportion d’énergie éolienne par rapport aux autres sources d’énergies, le bouquet de flexibilités global qu’il conviendra de développer sera différent de celui nécessaire avec un mix plus équilibré. Notamment, la part prépondérante de photovoltaïque, nécessitera de développer plus de dispositifs de stockages saisonniers, coûteux et dont le prix dans les années et décennie à venir est encore très incertain. Cette estimation est donc vraisemblablement plutôt un coût minorant.

En synthèse, le scénario de mix proposé par M. Zemmour n’entraîne pas de surcoût à horizon 2027. Bien que se basant sur du nouveau nucléaire, il représente un surcoût par rapport à un scénario avec nucléaire optimisé de l’ordre de 2,5 Md€/an à horizon 2050, en raison du choix de stopper tout nouveau projet éolien. Le coût à l’horizon de la prochaine mandature (2027) serait de l’ordre de 0,4 Md€.

Le coût complet du scénario proposé par Eric Zemmour représenterait à horizon 2050, un coût annuel de l’ordre de 61,5 Md€/an. Ce coût complet, tel que le défini dans le rapport RTE précité, correspond à un coût complet de l’énergie à l’horizon 2050 et non pas au surcoût par rapport à aujourd’hui. Ce coût complet est actuellement d’un peu plus de 40 Md€ et correspond à tous les coûts annualisés – y compris d’investissements – de l’ensemble des filières de production mais également des besoins de flexibilité et de réseau. Le scénario de référence de RTE pris en compte dans ces chiffrages, correspondant au scénario N03, est le moins cher et représenterait un coût complet d’un peu moins de 60 Md€ à l’horizon 2050, soit de l’ordre de +20Md€ par rapport à aujourd’hui.

Complexité du chiffrage

Le chiffrage de la mesure proposée par Eric Zemmour est relativement simple sur son volet nucléaire car il correspond à un des scénarios envisagés par RTE à horizon 2050. Il est plus complexe sur son volet éolien car le candidat ne précise pas le mix EnR choisi en substitution de l’arrêt des projets éoliens et qu’il nécessite une analyse fine des courbes de charge de consommation et de production pour déterminer le bouquet de flexibilités à mettre en place.

(1) Futurs énergétiques 2050 : les scénarios de mix de production à l’étude permettant d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050, RTE, octobre 2021.

(2) Le scénario N03 prévoit le développement de 14 EPR et quelques SMR pour un volume de nouveau nucléaire à horizon 2050 de 27 GW.