Sortir du nucléaire par l'abandon des projets d'EPR, démanteler et reconvertir les sites existants

Toutes les analyses développées ci-dessous sont menées en comparant, dans un contexte de niveau de consommation intermédiaire entre les scénarios « de référence » et « sobriété », 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.

Le scénario étudié par RTE le plus proche de la proposition du candidat est le scénario M0 qui est sans nucléaire à horizon 2050. La proposition du candidat consiste cependant à accélérer la sortie du nucléaire par rapport à ce scénario, qui prend en compte un parc nucléaire de 30 GW à horizon 2040 (200 TWh environ) et 15 GW à horizon 2045. Le calendrier du candidat étant relativement imprécis, le chiffrage de référence prend en compte une sortie du nucléaire en 2040, une sensibilité sera étudiée avec une sortie du nucléaire en 2045, avec une accélération du rythme de fermeture par rapport au scénario M0 à partir de 2030.

À long terme, les coûts de production des technologies renouvelables devraient baisser (même s’il reste des incertitudes notamment sur les coûts de raccordement de l’éolien offshore), alors que le coût du nouveau nucléaire devrait lui se situer en hausse par rapport au nucléaire actuel et est encore largement incertain. Cette dynamique inverse en matière de coût de production induit que les coûts de production annualisés à horizon 2050 d’un mix 100 % renouvelables (se basant sur les technologies EnR les plus compétitives, notamment les grands parcs) sont similaires voire légèrement inférieurs, par rapport à des scénarios avec développement de nouveau nucléaire. Dans le cas du scénario du candidat, néanmoins, l’accélération de la sortie du nucléaire vient dégrader les coûts de production annualisés. En effet, une sortie du nucléaire avant l’échéance des 60 ans des centrales actuelles revient à substituer des actifs de production, dont la prolongation est compétitive, par des actifs de production dont le coût de production reste plus élevé dans les prochaines années. Le scénario N03 de RTE, qui est le seul scénario qui simule un ralentissement de la fermeture de réacteurs par rapport à la trajectoire prévue par l’actuelle programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), illustre bien ce phénomène. Dans ce scénario, seuls deux réacteurs sont fermés d’ici 2035, et c’est le seul scénario qui voit une baisse de ses coûts complets d’ici 2040. RTE estime dans son rapport sur les futurs énergétiques à 2050 que les coûts restant à engager pour la poursuite d’exploitation des réacteurs existants se situent entre 30 et 40€ /MWh, alors que les coûts de production des EnR sont très variables et peuvent être estimés dans une fourchette située entre 40 et 160€/MWh à horizon 2030 et entre 30 et 110€/MWh à horizon 2050, selon les estimations de RTE. L’accélération de la sortie du nucléaire à partir de 2030 par rapport au scénario M0 va donc entraîner une augmentation des coûts de production, car elle ne permet pas de capter autant que possible la baisse de coûts des EnR. En considérant un coût moyen de production EnR de 62€/MWh (5) en 2030 diminuant de manière linéaire à 43€/MWh en 2050, et en considérant que l’accélération consiste  :

• pour une sortie du nucléaire en 2040 : à substituer 300 TWh de nucléaire entre 2030 et 2040, contre 100 TWh entre 2030 et 2040 puis 200 TWh entre 2040 et 2050 dans le scénario M0, l’accélération de la sortie du nucléaire représente dans ce cas un surcoût de production de l’ordre de 3,5 Md€ par an à horizon 2050 ;
• pour une sortie du nucléaire en 2045 : à substituer 200 TWh de nucléaire entre 2030 et 2040, puis 100 TWh entre 2040 et 2045, contre 100 TWh entre 2030 et 2040 puis 200 TWh entre 2040 et 2050 dans le scénario M0, l’accélération de la sortie du nucléaire représente dans ce cas un surcoût de production de l’ordre de 1,9 Md€ par an à horizon 2050.

Par ailleurs, si le différentiel de coût de production s’inverse entre EnR et nouveau nucléaire, les scénarios EnR, sans nouveau nucléaire, restent plus coûteux lorsque l’on raisonne en coûts complets car nécessitent de développer des moyens de flexibilités de manière très importante, pour faire face à l’intermittence de ces énergies, et demandent également plus d’adaptation des réseaux de transport et de distribution d’électricité en raison du caractère plus décentralisé de la production. S’agissant du coût de la flexibilité nécessaire, le chiffrage est difficile et dépend de nombreux paramètres, comme l’évolution des technologies de stockage, le coût de moyens thermiques décarbonés ou encore le mix EnR considéré. On peut néanmoins estimer ce coût des flexibilités en comparant les différents scénarios du bilan RTE 2050. Si l’on compare les scénarios M0 et N03, dans un contexte de consommation intermédiaire entre les scénarios « de référence » et « sobriété » (qui nécessite des investissements importants par ailleurs), on observe un surcoût lié à l’équilibrage du système de 11 Md€ par an à horizon 2060 (6). À ces coûts de flexibilité, s’ajoute un différentiel de coûts d’adaptation des réseaux, estimé entre ces deux scénarios à 4 Md€ par an à horizon 2060. À cet horizon donc, le coût de la sortie du nucléaire peut être estimé à environ 15 Md€ par an et ce coût sera atteint dès la sortie du nucléaire, soit en 2040 ou 2045, en fonction du scénario étudié. Ce surcoût va croître progressivement en fonction du rythme d’évolution du mix. En reprenant les hypothèses d’évolution de RTE, et en les adaptant pour tenir compte de la proposition du candidat (accélération de la sortie et sobriété), ce surcoût peut être estimé à 3 Md€ en 2030.

Enfin, une fermeture anticipée des réacteurs existants, dont le prolongement de vie à 60 ans semble acquis technologiquement parlant, nécessiterait probablement d’envisager une indemnisation de l’exploitant EDF, comme cela a été fait pour Fessenheim (377 M€ pour 2 réacteurs, soit un peu moins de 200 M€ par réacteur). Les trois quarts de la capacité installée du parc actuel ont été mis en service entre 1980 et 1990 et l’âge moyen des réacteurs était de 34,25 ans en 2020. La fermeture de Fessenheim est intervenue alors que la centrale était en service depuis 42 ans  :

• sortir du nucléaire à horizon 2040 nécessite un rythme de fermeture de 3 réacteurs par an. En considérant que les réacteurs sont fermés par âge décroissant, les réacteurs seraient alors fermés entre 39 et 45 ans de durée de service, avec un âge moyen de fermeture de 41 ans, soit proche du cas Fessenheim. On pourrait donc considérer que l’ordre de grandeur de la fermeture d’un réacteur pourrait être similaire à l’indemnisation pour Fessenheim, soit environ 200 M€ par réacteur soit un surcoût de 600 M€ par an environ, soit un total de 11,2 Md€ au total sur la période 2022-2040. Ce montant constitue cependant une estimation basse, puisqu’il ne tient pas compte de la puissance des réacteurs (les réacteurs de Fessenheim proposaient une puissance de 900 MW comme 60 % du parc environ, mais un palier technologique a été franchi autour des années 1980 et les 40 % du parc restant ont donc une puissance supérieure à 1 300 MW).
• sortir du nucléaire à l’horizon 2045 nécessite un rythme de fermeture un peu moindre de 2 à 3 réacteurs par an, ce qui aurait pour effet d’augmenter l’âge moyen de fermeture par rapport au scénario précédent. Les réacteurs seraient alors fermés entre 41 et 51 ans de durée de service, avec un âge moyen de fermeture de 46 ans. Pour l’exercice de chiffrage actuel, il sera considéré que les réacteurs fermés avant 45 ans (1/3 environ) généreraient une indemnité de l’ordre de grandeur de celle de Fessenheim, soit 200 M€ par réacteur, et ceux fermés après 45 ans (2/3), une indemnité moindre de 100 M€ par réacteur. Au total les indemnités pourraient avoisiner les 7,5 Md€ au total entre 2022 et 2045, soit près de 325 M€ par an.

Enfin, une sortie du nucléaire présenterait un coût social important pour les employés de la filière nucléaire française  : la fermeture des deux seuls réacteurs de Fessenheim a impacté quelques 2 000 emplois – selon le Gifen, syndicat professionnel de la filière, 220 000 emplois seraient liés en France à l’énergie nucléaire. Si l’ensemble des emplois ne serait pas menacé à court terme par la fermeture des réacteurs, le démantèlement des sites et le traitement des déchets pouvant notamment mobiliser un certain nombre de ces employés, l’impact sera néanmoins majeur et plusieurs dizaines de milliers d’emplois seront concernés.

En synthèse, le scénario de mix proposé par M. Mélenchon représente un surcoût par rapport à un scénario avec développement du nouveau nucléaire de l’ordre de  :

• entre 2 et 4 Md€ par an sur la prochaine mandature (pour 2/3 en raison de la substitution d’actifs nucléaires dont la prolongation est avantageuse économiquement par des actifs EnR avec des coûts de production supérieurs et pour 1/3 en raison des besoins en flexibilités induits par l’augmentation de la part des EnR)
• environ 18,5 Md€ à horizon 2050 en cas de sortie du nucléaire vers 2040 (à cette échéance le surcoût est essentiellement porté par les coûts d’adaptation des réseaux et le recours croissant aux flexibilités) – en cas de sortie à l’horizon 2045, ce surcoût serait abaissé à 16,9 Md€.

À ces surcoûts liés aux investissements dans les actifs de production et dans les réseaux, s’ajouteront les coûts d’indemnisation d’EDF pour combler les coûts échoués engendrés par la fermeture précoce de certaines centrales, estimés à 11,2 Md€ en cas de sortie du nucléaire à horizon 2040 (et 7,5 Md€ en cas de sortie du nucléaire à horizon 2045)

Le coût complet du scénario proposé par Jean-Luc Mélenchon représenterait à horizon 2050, un coût annuel de l’ordre de 75 Md€ par 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 du 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 +20 Md€ par rapport à aujourd’hui.

Complexité du chiffrage

Le chiffrage de la sortie du nucléaire est un exercice compliqué qui doit prendre en compte un très grand nombre de paramètres et de données, qui ne sont pas toutes publiques. Par ailleurs, il existe de nombreuses incertitudes sur le coût et la disponibilité de certaines technologies, nécessaires autant dans les scénarios de sortie que de poursuite du nucléaire. Enfin la proposition du candidat est relativement imprécise sur le rythme de sortie du nucléaire et sur les moyens précis développés pour compenser la perte d’énergie nucléaire (le candidat parle notamment de développer les énergies marines et de miser sur la sobriété).

Historique de la mesure

La PPE actuelle prévoit la fermeture de de 14 réacteurs d’ici 2035 : à date seuls les deux réacteurs de la centrale de Fessenheim ont été fermés, alors que l’exploitant EDF considérait que leur durée de vie pouvait être prolongée.

Benchmark

Suite à la catastrophe de Fukushima en 2011, le gouvernement allemand a pris la décision radicale de fermer l’ensemble de ses centrales (au nombre de 17), d’ici 2022, neuf mois seulement après des décisions très favorables à la filière (augmentation du quota d’énergie produite par la filière, prolongation de la durée d’exploitation de 12 ans en moyenne). Le rythme de fermeture prévu a été globalement tenu.

Les producteurs d’électricité (Eon, RWE, Vattenfall) ont alors porté plainte. La Cour constitutionnelle allemande a rendu le 6 décembre 2016, soit cinq ans après l’annonce, un verdict engendrant des conséquences financières non négligeables pour l’Allemagne. En effet, si la décision de sortie du nucléaire a été considérée comme conforme à la Constitution (Loi fondamentale) allemande, la Cour constitutionnelle a considéré que les énergéticiens sont en droit de réclamer des compensations. Le gouvernement allemand devrait ainsi verser 2,4 Md€ d’indemnités aux trois exploitants.

Au-delà de ces conséquences financières, la sortie du nucléaire en Allemagne a également eu un impact environnemental globalement négatif. Ainsi, une étude réalisée à Berkeley en 2020 sur la sortie du nucléaire en Allemagne estime que la fermeture anticipée de 10 réacteurs entre 2011 et 2017 a induit en moyenne une hausse de la production des centrales thermiques de +15 %, une hausse des importations de +37 % et par ricochet une hausse des prix de gros de +4 %.

Trois autres pays européens qui avaient opté pour une sortie du nucléaire, suite à divers incidents notamment, sont finalement revenus sur leur décision au fil du temps. C’est le cas de la Suède, des Pays-Bas et de la Belgique.

La Belgique est probablement le cas le plus intéressant car le plus récent. Ainsi, si une loi en 2003 a proscrit la construction de nouveaux réacteurs et fixé la durée maximum d’exploitation des centrales existantes à 40 ans, une nouvelle loi en 2015 a prolongé de 10 ans la durée de vie de certains réacteurs. D’autres prolongations étaient attendues, notamment suite à des études qui montrent qu’à l’horizon 2050, sans nucléaire, la production nationale belge ne couvrira pas les besoins. En décembre 2021, un accord a finalement été trouvé pour la fermeture des centrales actuelles, à horizon 2025. Récemment, la Belgique a annoncé la probable extension de l’exploitation d’une partie de son parc nucléaire actuel jusqu’à 2035. Le gouvernement belge semble ne pas fermer complètement la porte au nucléaire à plus long terme, en investissant notamment 100 millions d’euros dans la nouvelle technologie nucléaire, en particulier sur les petits réacteurs modulaires.

À la suite d’un référendum en 1980, la Suède avait décidé de sortir progressivement du nucléaire. Cependant le pays est revenu sur sa décision, considérant que le changement climatique devait être traité en priorité par rapport à la fermeture des centrales nucléaires. En 2010, le renouvellement des centrales a ainsi été autorisé dans la limite de 10 réacteurs. Aux Pays-Bas, la fermeture de l’unique centrale avait été actée pour 2004 mais son exploitation a finalement été prolongée jusqu’en 2033.

Mise en œuvre

La sortie du nucléaire nécessite une montée en puissance très importante des EnR, alors même que le rythme de déploiement actuel se situe en dessous des prévisions. Ainsi, miser sur un mix 100 % renouvelable représente un véritable défi industriel pour la filière mais aussi pour les gestionnaires de réseaux, RTE et Enedis, compte-tenu du volume de projets et de la complexité de certains d’entre eux (il existe ainsi une forte incertitude sur le raccordement offshore, qui s’avère extrêmement complexe et coûteux).

Par ailleurs, si cette montée en puissance ne devait pas être au rendez-vous, la France n’aurait alors pas d’autres choix que d’augmenter ses importations (au risque d’importer depuis un pays au mix moins décarboné que le mix français, présentant donc un coût environnemental difficilement chiffrable) ou d’augmenter le recours à des centrales thermiques.

(5) En prenant les hypothèse de coûts de référence du rapport RTE à horizon 2030 et en considérant un mix EnR 1/3 solaire (moitié sol et moitié grandes toitures), 1/3 éolien terrestre et 1/3 éolien offshore.

(6) Cf. graphique 11.30 page 506 du rapport RTE précité.

(7) Cf. graphique 11.31 page 508 du rapport RTE précité.

(8) Cf. pages 498 et 511 du rapport RTE précité.

(9) « The Private and External Costs of Germany’s Nuclear Phase-Out » Stephen Jarvis, Olivier Deschenes, and Akshaya Jha January 2020.

(10) Étude menée par le cabinet PWC notamment, commandée en 2016 par le Forum nucléaire belge.