L’AVENIR DU NUCLEAIRE FRANÇAIS
Colloque organisé par Passages,
le 31 mars 2016 au Palais du Luxembourg

 

Session n° 2
Synthèse

 

L’AVENIR DU PARC NUCLEAIRE FRANÇAIS

 

Une réalisation remarquable

 

En 1974, au moment du premier choc pétrolier, le nucléaire représentait 8% de la production française d’électricité. L’objectif du plan Messmer, qui était de passer à 75%, a été atteint  Il s’agit d’un remarquable succès résultant de la constance des gouvernements qui se sont succédé. Notre parc nucléaire est constitué de 58 réacteurs qui délivrent une puissance électrique totale de 63.2 GW et qui ont assuré une production de 416.8 TWh en 2015 soit 76.3 % des 546 TWh produits en France. L’électricité d’origine nucléaire est presque totalement décarbonée (6 g de CO2/kWh, selon l’ADEME), plus que l’éolien terrestre (7 g) ou le solaire photovoltaïque (55 g). Ce sont les centrales nucléaires qui permettent de compenser les fluctuations de la production d’énergies intermittentes (solaire et éolien). De plus, les centrales donnent de l’inertie au réseau, ce qui lui permet de lisser les à-coups dont il est l’objet à tout instant.

 

L’investissement réalisé est estimé à 101 G€ actuels, en coûts complets, (financement du capital compris) ; il est presque amorti comptablement et produit des mégawatts-heure (MWh) à un prix qui a été estimé à 42 €/MWh dans le cadre des calculs de l’ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique). L’investissement réalisé est estimé à 101 G€ actuels, en coûts complets, (financement du capital compris) ; il est presque amorti comptablement et produit des mégawatts-heure (MWh) à un prix qui a été estimé à 42 €/MWh dans le cadre des calculs de l’ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique).

 

C’est un des domaines (à côté de l’aéronautique et de la défense) où nous avons hérité d’une haute technologie. Nous exportons chaque année plus de 60 TWh. Nous sommes à un moment où la relance du nucléaire à l’échelle mondiale est une réalité et s’inscrit dans la lutte contre le réchauffement climatique : 68 réacteurs sont en cours de construction et plus de 200 projets sont dans les cartons. Il s’agit d’un marché porteur et il est important pour la France d’y être présente.

 

Exceptions faites de l’arrêt de Superphénix et des coups de frein successifs donnés au stockage des déchets, la réalisation de notre parc nucléaire, son maintien et son renouvellement se sont parfaitement déroulés, Ce succès s’est appuyé sur l’autofinancement par le consommateur et sur la puissance d’un monopole non contesté qui a optimisé l’ensemble du système. Mais la libéralisation a marqué une rupture dans la conduite de notre politique. La directive 96/92/CE a imposé l’ouverture à la concurrence du domaine de l’électricité dans lequel l’Etat décidait et agissait sur le long terme d’excellente manière. Il lui a fallu se soumettre à la loi du marché, d’où un mélange de règles du jeu extrêmement complexe.

 

Le programme de grand carénage

 

Le parc français est vieillissant ; la moyenne d’âge des réacteurs est de 30 ans et la limite de durée maximale de 40 ans aujourd’hui admise se rapproche. Le fait de devoir déclasser presque simultanément un nombre important de réacteurs risque de provoquer financièrement un effet de « falaise » important. Ne rien faire créerait un grave problème sur le réseau européen. Dans l’urgence, la France pourrait être amenée à poursuivre l’exploitation de centrales nucléaire existantes, alors que les travaux de remise à niveau nécessaires n’auraient pas été effectués, en rognant quelque peu sur la sûreté. Ce serait aussi condamner à la disparition progressive l’industrie nucléaire française, troisième industrie du pays qui emploie aujourd’hui 220 000 personnes

 

Dans ce contexte est né le programme de « grand carénage » visant à porter la durée de vie des centrales nucléaires à 50 ans, voire à 60, si l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) y consent. On peut être confiant car les Etats-Unis prévoient d’étendre la durée de vie de leurs centrales jusqu’à 60 ans, voire 80. EDF a évalué la dépense correspondante à 56,4 G€ sur 11 ans. La Cour des comptes retient un montant de 75 G€ en étendant la période prise en considération à 16 ans et en ajoutant des dépenses d’entretien de 25 G€. On arrive ainsi à 100 G€ sur 16 ans.

 

Au plan industriel, après de longues années sans nouvel engagement dans le secteur nucléaire, les difficultés rencontrées sur les chantiers d’EPR à Olkiluoto et Flamanville ont montré que la filière nucléaire française doit être restructurée. EDF n’a-t-il pas perdu la main ? Le grand carénage est une opération industrielle complexe qui nécessite 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 (110 000 d’ici 2020). C’est un  pari sur l’avenir.

 

Faut-il consacrer 100 G€, c’est-à-dire environ 5 G€ par an, à la préservation du parc nucléaire, au moment où l’économie française peine à sortir d’une période de marasme, sachant que le nucléaire appellera d’autres dépenses pour le développement des filières nouvelles ? Le prix de revient du MWh qui sera produit est estimé à 63 €/MWh (selon la Cour des comptes). C’est un critère favorable compte tenu du coût des solutions alternatives non carbonées.

 

On peut comparer ces 100 G€ à l’effort exigé des consommateurs pour assurer le financement du développement des énergies alternatives, au travers de la CSPE (Contribution au service public de l’électricité). Celui-ci devait représenter 92 G€ sur la période 2002-2025, mais la loi sur la transition énergétique et la croissance verte (LTECV) est venue donner un nouveau coup d’accélérateur et le soutien aux énergies alternatives pourrait atteindre 10 G€ par an dès 2023. Selon le scénario de la Commission de régulation de l’énergie (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 10 G€ par an représente une subvention, les énergies alternatives devant rester subventionnées au cours de la prochaine décennie, à hauteur des 2/3 de leur prix de revient.

 

EDF face à un mur d’investissement

 

Le problème le plus préoccupant aujourd’hui, c’est celui du financement. Additionnons quelques chiffres qui sont publics :

 

  • le coût du grand carénage : 56,4 G€ de dépenses en capital, en reprenant l’estimation de la Cour des comptes ;
  • le coût de Cigéo (Centre industriel de stockage géologique) : 25 G€ ; AREVA et le CEA paieront une petite partie, l’essentiel étant à la charge d’EDF ;
  • le rachat d’Areva NP : 2,7 G€ ; signalons incidemment que ce rachat aura l’avantage de mettre fin à la guerre fratricide que, faute d’un accord de partenariat, EDF et Areva se sont mené à l’international ;
  • le financement des deux réacteurs britanniques d’Hinkley Point : 23 G€

 

Le total paraît énorme (101,7 G€), à un moment où l’endettement d’EDF est déjà de 37,4 GF, où le prix du kWh s’effondre sur le marché de gros et où EDF a perdu une partie de ses clients industriels. Mais il faut relativiser par rapport à d’autres dépenses du secteur de l’énergie. Ce n’est que 33% de plus que la CSPE cumulée entre 2014 et 2025, laquelle représente un surcoût de 73 G€. L’équivalent en Allemagne, c’est 23 à 25 G€ par an (soit un Cigéo chaque année).

 

La situation financière difficile d’EDF résulte en partie du fait que l’Etat est un actionnaire défaillant. Certes, il engrange les dividendes ; mais il n’a pas apporté de dotation en capital depuis 1981. EDF doit donc se financer soit en s’endettant, soit en augmentant ses tarifs. Or, depuis une quinzaine d’années et de plus en plus fortement, il est pris en étau entre :

 

  • les contraintes imposées par les pouvoirs publics pour limiter le prix rendu au consommateur,
  • l‘augmentation des taxes (37,1 % de la facture), la CSPE (contribution au service public de l’électricité) ayant augmenté de 650% depuis 2002,
  • l’augmentation des charges de réseau, qui représentent 24,7 %.

 

Cet effet d’étau est la conséquence de la politique de soutien au développement des énergies renouvelables. Celles-ci sont essentiellement financées par la CSPE et leur acheminement par les réseaux exige des investissements importants. De plus, comme tous ses homologues européens, EDF est confronté sur les marchés de gros à la concurrence des productions d’origine renouvelable 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).

 

Cette politique aurait eu du sens si la croissance de la consommation d’électricité avait nécessité de nouveaux moyens de production. Mais aujourd’hui les énergies renouvelables se développent aux dépens de l’énergie nucléaire dont elles viennent miner la rentabilité, sans être soumises aux lois du marché.

 

La situation actuelle d’EDF peut aussi poser une question à l’ASN : Comment jouer le rôle d’autorité de sûreté vis-à-vis d’opérateurs qui sont devenus impécunieux ?

 

Le prix de l’énergie

 

Le prix de l’énergie est aujourd’hui très bas. Avec un pétrole à 30 $ le baril, c’est difficile pour le nucléaire de démontrer sa supériorité économique. Mais quelle sera l’évolution en ce domaine ?

 

  • Certains experts pensent que le prix de l’énergie restera bas, notamment pour le gaz aux Etats-Unis et pour le pétrole dans les pays producteurs.
  • D’autres considèrent que le prix du pétrole sera toujours soumis à d’importantes variations, du fait d’événements majeurs qui se produiront dans les principaux pays producteurs. Dans le contexte actuel, les grandes compagnies pétrolières surréagissent et n’investissent plus. De ce fait, on risque de s’acheminer vers une prochaine crise de sous-production qui ferait de nouveau flamber les prix

 

Les prix du marché de l’électricité sont bas, ce dont témoigne le prix de gros, qui se situe entre 25 et 26 €/MWh, alors qu’il était entre 60 et 70 €/MWh en 2013. De ce fait, tous les opérateurs d’électricité européens (EDF, E.ON, RWE, Enel…) sont lourdement pénalisés et se trouvent dans une situation difficile. Il suffit de considérer l’évolution de leurs capitalisations boursières. Nul n’avait anticipé que le prix du marché pourrait chuter autant. Quelles sont les causes de cette chute ?

 

  • Le prix de l’électricité thermique, largement lié à celui du gaz, a lourdement chuté du fait de ce qui s’est passé aux Etats-Unis, des conséquences sur les autres places de marché et de l’indexation du prix d’une partie du gaz sur celui du pétrole.
  • Il y a trop d’électricité gratuite ; le fait d’injecter de l’électricité d’origine renouvelable payée hors marché fait baisser le prix sur le marché de gros.
  • La demande d’électricité n’est pas au rendez-vous et on ne prévoit pas un retournement de situation rapide. On peut incidemment rappeler qu’au lancement de notre programme nucléaire on prévoyait des consommations d’électricité très supérieures à ce qui s’est réalisé.

 

Ainsi, le cours de l’action EDF a chuté de 69% entre 2005 et 2016. Mais on ne peut pas affirmer pour autant qu’il y a globalement trop d’électricité ; la puissance en heure de pointe risque même de devenir insuffisante après 2017, d’où l’’importance de la mise en place d’un marché de capacité permettant de mieux rémunérer la puissance, mais il n’est pas certain que cela suffise.

 

L’Etat pourrait profiter de l’opportunité qu’offrent les bas prix de l’énergie (pétrole, gaz et charbon) pour introduire un véritable prix du carbone. Le marché du CO2 pour les électriciens était fait pour cela, mais il n’a pas bien fonctionné. Le prix est d’environ 5 à 7 € la tonne, ce qui n’est pas suffisant.

 

Programmation et prise de décision

 

Le nucléaire actuel permet de produire de l’électricité en conciliant la compétitivité économique et une très faible émission de gaz à effet de serre. Les énergies renouvelables, tout en améliorant leur compétitivité, sont (et seront encore) largement subventionnées et elles sont pénalisées par leur caractère intermittent, dont les conséquences (nécessité de back-up) ne sont pas intégrées dans leurs prix de revient.

 

Pour prendre des décisions qui engagent un secteur aussi important que celui de l’énergie, il faut s’appuyer sur des analyses économiques et financières crédibles. Ces analyses exigeraient qu’on connaisse parfaitement la vérité des prix de la période initiale. Or le jeu complexe des subventions, des taxes (CSPE et autres) et des tarifs réglementés introduit une opacité préjudiciable à la découverte de cette « vérité ». C’est l’un des facteurs qui font obstacle à la prise de décision.

 

Pour éclairer la prise de décision, il est prévu d’établir une programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) par périodes successives de cinq ans. Cette PPE doit, bien sûr, être cohérente avec la LTECV qui stipule :

 

  • la limitation à 63,2 GW de la capacité nucléaire totale,
  • l’objectif de ramener à 50 % dès 2025 la part du nucléaire dans la production d’électricité.

 

Il en est évidemment de même du plan stratégique qu’EDF doit soumettre dans un délai de six mois.

 

Le choix de l’horizon 2025 aurait eu du sens si la croissance de la consommation d’électricité avait nécessité de nouveaux moyens de production, ce qui n’est pas le cas. Les nouveaux usages (mobilité et bâtiment) ne seront pas suffisamment développés pour permettre à la demande d’électricité de concilier le ratio de 50% et la production du nucléaire (417 TWh). Cette situation pourrait exiger :

 

  • soit  l’arrêt, d’ici à 2025, de 17 à 20 réacteurs (à consommation et exportations constantes) ;  les centrales MOXées seraient fermées en priorité, ce qui risque de mettre en péril le cycle du combustible ; il faudrait aussi fermer La Hague et revenir totalement sur la logique du retraitement en France, ce qui aurait des conséquences industrielles considérables ;
  • soit un fonctionnement des réacteurs à puissance réduite ; aujourd’hui déjà, environ 10 GW de nucléaire sont utilisés en back-up ; mais le fonctionnement à puissance réduite augmente notablement le prix de revient du kWh et risque de poser des problèmes techniques.

 

La stratégie de gestion du parc nucléaire devrait permettre l’éclosion d’une nouvelle filière de réacteurs, qui sera peut-être un EPR+ ou un réacteur de type ATMEA, mais qui devrait être plus compétitive que l’EPR actuel et donner à l’industrie française une meilleure chance de rester présente sur la scène internationale. Ensuite, il y aura la génération 4 (Astrid). Mais, quels que soient les nouveaux réacteurs dont la construction pourrait être décidée, il ne faut jamais oublier l’importance de l’effet de série.

 

En conclusion

 

Les incertitudes sont trop grandes pour qu’on puisse affirmer aujourd’hui que l‘avenir du parc nucléaire français est assuré. Un délitement progressif n’est pas exclu ; il porterait préjudice à la fois à la sécurité et à la compétitivité. Il est indispensable de corriger l’intermittence du solaire et de l’éolien et d’apporter encore pour de nombreuses années un complément important aux énergies renouvelables. Nous affirmons que la préférence doit être donnée au nucléaire plutôt qu’aux centrales à charbon dont les conséquences sont catastrophiques pour le réchauffement climatique.

 

Malgré les méfaits de la libéralisation, l’Etat doit redevenir stratège. Il doit fixer de façon stable les grandes orientations dans lesquelles les acteurs économiques pourront déployer leur action :

 

  • une vision du futur axée prioritairement sur la décarbonation des énergies, les scénarios possibles étant appréciés en fonction d’évaluations économiques crédibles ;
  • des objectifs à moyen terme réalistes, impliquant de revoir l’échéance de 2025 ;
  • un repositionnement des énergies renouvelables dans le cadre du marché, accompagné de mesures incitatives raisonnablement dimensionnées ;
  • une incitation à développer les usages de l’électricité, notamment dans les domaines de la mobilité et des bâtiments ;
  • un prix plancher du carbone fixé à un niveau significatif ;
  • des mécanismes de formation des prix intégrant aussi bien l’effort d’investissement que les coûts d’exploitation.

 

Le pire handicap que subit le parc nucléaire français, c’est le fait que les antinucléaires les plus fanatiques ont pris le contrôle d’une proportion importante des mouvements écologistes et saturent l’espace médiatique. En Allemagne, une situation du même type a conduit à remplacer le nucléaire par du charbon dans la production d’électricité, ce qui constitue la pire solution quant au réchauffement climatique. Je citerai à cet égard Brice Lalonde, répondant à une question sur le risque nucléaire  lors de notre dernier Forum mondial du développement durable : « Je vais vous dire ce qui me fait peur. Il est possible que, dans 50 ans, nos descendants, confrontés à un climat totalement déréglé, impliquant des catastrophes, des confits, des déplacements de populations considérables, disent : C’est incroyable. Ils avaient une technique qui permettait de fabriquer beaucoup d’électricité sans envoyer de gaz carbonique et qui pouvait donc éviter ce réchauffement climatique. Ils ont tout fait pour la faire échouer. »

 

Claude Liévens

 

Consulter : Introduction de Christian Bataille

Consulter : Intervention de Jean-Pierre Hauet

Consulter : Intervention d’André-Claude Lacoste

Consulter : Intervention de Jacques Percebois

Consulter : Le regard du rapporteur

Consulter : Débat avec la salle

 

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