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Révision de la PPE : la parole à… Valérie Faudon (SFEN)

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Valérie Faudon

Valérie Faudon est déléguée générale de la Société française d’énergie nucléaire. (©SFEN)

Dans le cadre de la révision de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), un débat public est organisé jusqu’au 30 juin 2018 par la CNDP (Commission nationale du débat public). L’un des temps importants de ce débat a lieu samedi 9 juin, avec la réunion à Paris d’un panel de 400 citoyens, baptisé « G 400 », invité à se prononcer sur les discussions en cours.

Connaissance des Énergies consacre une semaine de publications à la révision de la PPE, en interrogeant quelques grands acteurs impliqués sur leurs constats et attentes. Aujourd’hui, la parole est à… Valérie Faudon, déléguée générale de la Société française d’énergie nucléaire (SFEN).

Près de trois ans après l’adoption de la loi de transition énergétique, quel regard portez-vous aujourd’hui sur la situation énergétique française ?

La loi de transition énergétique pour la croissance verte comptait de très nombreux objectifs et on s’éparpillait. Le gouvernement actuel a affirmé que la décarbonation était la priorité, notamment dans le Plan Climat et dans les arbitrages de très haut niveau comme en novembre 2017 (ndlr : annonce du report de l’objectif de porter à 50% la part du nucléaire dans le mix électrique français en 2025). Comme l’a indiqué récemment la Cour des Comptes, l’enjeu est désormais de consacrer les ressources aux actions prioritaires de décarbonation.

La France a d’ores et déjà très largement décarboné son mix électrique, la part des énergies renouvelables et nucléaire dans la production nationale se situant entre 90% et 97% selon les années, contre 30% pour la moyenne mondiale. Les pays aux mix électriques aussi décarbonés se comptent sur les doigts d’une main : l’Islande et le Costa Rica avec le couple géothermie-hydroélectricité, la Norvège avec l’hydroélectricité, la Suède et la Suisse grâce au nucléaire et à l’hydroélectricité.

Nous sommes ainsi le grand pays dont le mix électrique est le plus décarboné dans le monde et le pays industrialisé du G7 émettant le moins de gaz à effet de serre par habitant. Malgré cette situation exceptionnelle, le débat sur la transition énergétique en France est depuis des années focalisé sur le mix électrique alors que la priorité devrait porter sur le reste pour lutter contre le changement climatique. C’est un grand paradoxe français : on se félicite d’avoir une électricité décarbonée mais on passe son temps à chercher à décarboner autrement ce qu’on a déjà décarboné. Il est contre-productif de mettre en concurrence nucléaire et renouvelables, deux sources bas carbone et complémentaires. Ces énergies ne rendent pas les mêmes services, le nucléaire étant disponible 24h sur 24.

Dans ce contexte, comment se fait-il que l’on favorise autant les filières renouvelables électriques par rapport à la production de chaleur renouvelable et aux réseaux de chaleur ? Un des enjeux du débat public actuel est de sensibiliser les Français à ces enjeux.

L’industrie nucléaire française a toutefois rencontré de nombreuses difficultés : retards et surcoûts des EPR à Flamanville et à l’étranger, lourdes pertes d’Areva et restructuration de la filière...

La filière nucléaire a effectivement vécu des moments assez difficiles ces dernières années avec l’audit sur le parc et les chantiers EPR. Nous pensons désormais avoir passé ce cap et nous nous trouvons à un stade de redémarrage, en phase avec les objectifs gouvernementaux de décarbonation à l’horizon 2050. Les grosses difficultés des chantiers EPR sont derrière nous : un long processus d’enquête et de démonstration technique a eu lieu sur la centrale de Flamanville, la centrale d'Olkiluoto s'apprête a charger son combustible et la tranche 1 de Taishan vient de démarrer…

La santé financière de l’industrie nucléaire est bonne malgré quelques difficultés cycliques, comme le marché de l’uranium qui n’est pas favorable. Le nucléaire français est aujourd’hui rentable, comme l’attestent les comptes d’EDF. Une grande partie des bénéfices du groupe vient de la rentabilité de son parc nucléaire. Nous évaluons le coût de production du parc actuel entre 32 et 33 €/MWh alors que le marché est remonté au-dessus de 40 €/MWh. Le nucléaire français est donc aujourd’hui hyper-compétitif et bénéficiaire, y compris en incluant les coûts du grand carénage d'EDF.

Comment la SFEN est-elle concrètement impliquée dans la révision de la PPE et dans le débat public ?

La SFEN a été conviée à l’atelier sur le nucléaire et à celui sur le mix électrique. Nous avons publié 3 notes récemment : deux sur les coûts de production du parc nucléaire français existant(1) et du « nouveau nucléaire »(2) et une présentant des scénarios en complément de ceux de RTE(3). Une quatrième note est en cours de rédaction sur les sujets climat-environnement. Ces documents seront des références dans les années à venir.

Dans le cadre du débat public, nous avons participé à l’atelier de controverse « Nouveau nucléaire » et nous allons également publier un cahier d’acteur. Avant le débat, nous avions réalisé un MOOC avec l’université Paris-Saclay(4).

Le débat public semble assez actif. Le grand public n’est pas touché mais c’est déjà une bonne chose que la communauté participant au débat partage de l’information. Selon les études d’EDF, les Français se désintéressent de l’énergie, les prix constituant leur préoccupation principale.

Quelle est votre vision de l’évolution du parc nucléaire français dans les années à venir ?

Il faut avoir une vision de long terme. Même si ce n’est pas l’horizon de la PPE, 2050 est le vrai horizon, celui du Plan Climat et de l’accord de Paris. Nous avons demandé au cabinet E3-Modelling des variantes du modèle PRIMES utilisé dans les scénarios EUCO30 de la Commission européenne. Ces variantes complètent les scénarios RTE en dressant un panorama européen sur le long terme (jusqu'à 2070) et en prenant en compte le mix énergétique dans son ensemble. Elles intègrent également les objectifs de réduction de la part du nucléaire dans le mix électrique français à différentes échelles de temps : 50% en 2030, 2035, 2040 ou 2045… 

Nous ne partageons pas toutes les données d’entrée de ces scénarios, par exemple sur les coûts du nucléaire, mais le recours à un organisme extérieur assure une plus grande crédibilité. Or, ces scénarios concluent qu’il est moins cher d’utiliser le parc nucléaire déjà amorti et qu’il va falloir renouveler ce parc. Pour le client final, le prix de l’électricité sera par exemple 10% moins cher si la part de 50% de nucléaire est atteinte en 2045 plutôt qu’en 2030.

En 2050, ces scénarios envisagent des besoins de capacités nucléaires minimum de 35 à 40 GW en France et avoisinant 70 GW dans le reste de l’Europe. On ne peut pas dire que le système énergétique européen fonctionnera uniquement à partir d'énergies renouvelables, du stockage, du biogaz ou de la captation de CO2. Le biogaz ne représente par exemple que 0,05% du gaz français aujourd’hui. Il faut évidemment effectuer des tests et des pilotes mais l’avenir du pays ne peut pas reposer sur des perspectives aussi incertaines.

Le nucléaire est une industrie au temps long : pour une mise en service d’EPR en France en 2030, la décision doit être prise avant 2020, un horizon qui fait partie de la PPE. Nous savons que d’autres réacteurs nucléaires seront nécessaires même si nous ignorons encore s’il en faudra 15, 20 ou 25 car on ne connaît notamment pas la compétitivité future des différentes énergies.

L’objectif de ramener la part du nucléaire à 50% dans le mix électrique est inscrit dans la loi de transition (cible initialement prévue en 2025). Quelle est votre position sur cet engagement ?

La priorité n’est pas de réduire à 50% la part du nucléaire mais de savoir comment on va décarboner l’économie au moindre coût. Nous entendons l’envie de diversifier le mix électrique qui est sensible dans les études d’opinion. Nous assistons par ailleurs à une montée en compétitivité des énergies renouvelables d’un point de vue technique et économique. Nous ne sommes donc pas réfractaires à cette diversification du mix électrique mais il existe de fortes incertitudes sur la faisabilité, la robustesse, le coût ou encore les limites d’un système reposant en très grande partie, voire exclusivement, sur des énergies renouvelables variables associées à du stockage, du biogaz et/ou des énergies fossiles avec capture et séquestration de carbone.

L’objectif de diversification électrique va être atteint naturellement. Il ne nous semble pas justifié de se fixer des objectifs a priori et de prendre des risques sur les coûts futurs et sur la sûreté de l’approvisionnement électrique.

Il faut de plus rappeler que les marchés ne permettent aujourd’hui pas de rémunérer les services qui sont apportés par le nucléaire : une production bas carbone, une disponibilité, une qualité de fréquence… C’est encore plus aigu sur le marché américain où le nucléaire souffre par rapport au gaz de schiste et aux renouvelables subventionnés alors qu’il assure toute la sécurité d’approvisionnement dans certains États.

Quelle évolution de la consommation d’électricité est retenue dans ces scénarios ?

L’évolution de la consommation d’électricité est au cœur des débats actuels, compte tenu de deux facteurs contraires : d’un côté le développement des usages électriques et de l’autre les économies d’énergie. Ce sujet est sensible. Si on se trompe, le risque est de devoir construire dans l’urgence des centrales à gaz.

L’AIE et la Commission européenne, les deux grandes organisations qui font foi - compte tenu de leurs moyens importants et des revues de pairs avec des pays anti-nucléaires - envisagent une augmentation importante de la part d’électricité mais aussi de la consommation d’électricité, en particulier après 2030 avec le développement de la mobilité électrique.

Il faut donc faire preuve de prudence et ne pas annoncer ex ante un nombre de fermetures de centrales nucléaires. Rien ne nous y oblige, d’autant plus que d’autres facteurs d’incertitude rentrent en compte : le rythme de développement des énergies renouvelables, la stratégie de nos voisins (fermetures progressives des parcs nucléaires en Belgique, Allemagne et Suisse)… Le mix électrique français ne doit pas être regardé de façon isolée, c’était l’un des grands manques de la loi de transition énergétique de 2015.

Les retards et coûts en hausse du « nouveau nucléaire » ne plaident pas en sa faveur…

Nous avons fait un inventaire de toutes les constructions dans le monde et nous avons constaté des retards sur les nouvelles générations partout dans le monde. Il existe toutefois des différences sensibles entre les pays qui ont arrêté de construire et ceux qui n’ont jamais arrêté : les retards en Russie, en Chine et en Corée du Sud sont typiquement bien inférieurs à ceux en France, en Finlande ou aux États-Unis qui avaient cessé les constructions durant une longue période. Il y a un effet d’apprentissage mais aussi de perte d’expérience, pas uniquement de ceux qui construisent et des bureaux d’études mais de l’ensemble des fournisseurs de l’industrie.

Sur l’ensemble de la durée d'exploitation d’une installation nucléaire, c’est principalement l’investissement initial qui détermine le coût de production. Cet investissement a 2 grandes composantes : le coût de construction et les coûts financiers, avec en particulier les intérêts intercalaires.

En ce qui concerne les coûts de construction, des effets de série apparaissent sur les paires : les coûts pourraient par exemple être réduits de 30% en construisant 3 paires d’EPR (soit 6 réacteurs). Cela permet de ne réaliser qu’une seule fois certaines études. Des gains sont également attendus dans le cadencement d’un programme de constructions neuves, qui permet de donner de la visibilité à l’ensemble de la chaîne industrielle (investissements et recrutements). Le partage du retour d’expérience des chantiers les plus anciens bénéficie aux plus récents: celui de Taishan va plus vite que ceux d’Olkiluoto et de Flamanville. La démarche d’optimisation de la conception de l’EPR engagée en 2015 a, elle aussi, permis d’identifier des gains pour simplifier le design, améliorer sa constructibilité et industrialiser ses équipements.

Nous profitons d’une vague d’innovations qui ont déjà pénétré le secteur de l’aéronautique, avec une révolution numérique qui permet entre autres de mieux coordonner les différents corps de métiers et des progrès sur les constructions, notamment avec le béton modulaire.

En ce qui concerne les coûts financiers, les taux de financement sont aujourd’hui élevés (9% à 10% pour le projet d’Hinkley Point) et se répercutent sur le prix de l’électricité payé par les consommateurs. Une étude de la Cour des Comptes anglaise a confirmé que laisser l’électricien se financer seul augmente de façon extrêmement importante le prix final.

Il faut trouver un schéma permettant un financement à des taux raisonnables, en s’inspirant des grands projets stratégiques d’État comme le tunnel sous la Manche, le Grand Paris ou les projets d’autoroutes. Le gouvernement doit se saisir de ce problème qui pèsera sur l’approvisionnement futur de la France en électricité bas carbone. Nous souhaitons que ces différents sujets soient inscrits dans la PPE comme devant être instruits et rappelons que les industriels ont besoin de visibilité sur leur carnet de commande.

Avez-vous identifié des bonnes pratiques d’autres pays dont la France pourrait s’inspirer dans les révisions de ses PPE ?

Il faut réformer le marché de l’électricité. Le « merit order » est un système de fonctionnement conçu pour les énergies fossiles. Dans les cas des sources décarbonées, il ne reste plus que des coûts fixes et cette logique ne fonctionne plus.

La rémunération des sources bas carbone est une question centrale posée entre autres au Royaume-Uni. De nombreuses réflexions sont également en cours aux États-Unis. Il n’y a pas de modèle idéal mais c’est un domaine d’effervescence intellectuelle.

La recherche et l’investissement R&D sur le nucléaire est un autre grand sujet de bonne pratique à l’étranger. La France est absente de l’atelier nucléaire du Clean Energy Ministerial (lancé à la COP21) qui s’est tenu à Copenhague fin mai. Notre R&D est puissante et fonctionne mais elle manque encore d’investissements. La Commission européenne n’y était pas non plus présente alors que l’Europe compte des centres de recherche exceptionnels en énergie nucléaire, pas seulement en France mais aussi en Europe de l’Est, au Royaume-Uni ou en Allemagne. Au même moment, on constate une vraie effervescence de la R&D nucléaire aux États-Unis et en Chine sur des réacteurs de fission pour les années 2050 et 2060.

Nous devons faire preuve de pragmatisme sur le volet nucléaire et reconnaître qu’on en a besoin pour lutter contre le changement climatique. Dans la mesure où on en a besoin, il ne faut pas se retrouver dans une situation de dépendance technologique.

Les réacteurs du futur portent sur de nombreux usages : le dessalement, le suivi de charge comme alternative au stockage, la chaleur urbaine ou industrielle et même les applications spatiales. Comme l’a montré le robot Philae sur la comète Tchouri, les panneaux solaires peuvent manquer de fiabilité. Pour l’alimentation de bases spatiales sur la Lune ou sur Mars, de petits réacteurs nucléaires seront ainsi nécessaires.