Cet article montre que la stratégie énergétique 2050 annoncée par le Président de la République nouvellement élu relance insuffisamment le nucléaire (14 EPR, 35 à 40 % du mix électrique), et laisse la France en grande fragilité pour la sécurité et l’indépendance de son approvisionnement électrique en hiver, malgré un appel massif à l’éolien maritime ruineux.

Décarboner de façon compétitive et résiliente l’économie française à l’horizon 2050 nécessite de disposer à cette échéance d’une puissance installée nucléaire de l’ordre de 85 GW (60 à 65 % du mix électrique), complété par un développement des ENR compétitives dans le respect de l’environnement et du cadre de vie des Français.

Dans un deuxième article, nous examinerons comment financer et organiser la réalisation d’un tel programme.

Le revirement d’Emmanuel Macron sur le nucléaire est très insuffisant

Lors de son discours prononcé le 10 février dernier à Belfort, le Président de la République a demandé à EDF d’entamer un programme de prolongation des réacteurs existants au-delà de 50 ans, en liaison avec l’Autorité de sûreté du Nucléaire (ASN).

C’est un virage à 180° par rapport à la loi énergie-climat promulguée en 2019 et la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) décrétée en avril 2020, visant à fermer 14 réacteurs nucléaires d’ici 2035 pour réduire la part du nucléaire dans le mix électrique à 50 %, la fermeture des deux réacteurs de Fessenheim étant intervenue en 2020.

Le Président a aussi demandé à EDF d’engager la construction de 6 réacteurs EPR2, avec un début de chantier en 2028, ainsi que l’étude d’une série complémentaire de 8 réacteurs, soit 14 EPR2 au total en service à l’horizon 2050.

Un développement des SMR (petits réacteurs modulables) est également engagé, avec un budget de un milliard d’euros, dont 500 millions pour le projet porté par EDF (NUWARD).

Pour la partie nucléaire du mix électrique, cette annonce correspond au scénario n03 proposé par RTE dans son rapport « Futurs énergétiques 2050 » (voir figure 1), soit une puissance installée nucléaire maximum de 51 GW, contre 61,4 GW actuellement en service:

• 23 GW correspondant aux 14 réacteurs EPR2
• 24 GW correspondant aux réacteurs historiques ; dont EPR Flamanville, et 8 GW de réacteurs prolongés au-delà de 60 ans, ce qui est aléatoire
• 4 GW correspondant à des SMR ; soit une douzaine de réacteurs de type NUWARD

Par contre, Emmanuel Macron ayant enfin pris conscience que les besoins en électricité à l’horizon de la neutralité carbone ont été très sous-estimés dans sa politique énergétique (645 TWh, pour un besoin réel estimé à environ 800 TWh, qu’il a reconnu en citant le chiffre d’une production d’électricité supérieure de 60 % par rapport à la production actuelle), a annoncé des objectifs d’électricité renouvelable très supérieurs à ceux du scénario N03 de RTE, pour l’éolien maritime (40 GW contre 22 GW), et pour le solaire (100 GW, contre 70 GW) :


Dans cette stratégie :

• Le recours massif à l’éolien maritime génère un niveau de subvention et de raccordement au réseau de l’ordre de 130 milliards d’euros sur 20 ans. En effet, le potentiel de l’éolien posé le long des côtes françaises étant limité (16 GW indiqué dans la PPE), il faudra 25 GW d’éolien flottant avec un coût de l’ordre de 150 €/MWh (raccordement compris), soit un surcoût de 80 €/MWh par rapport aux autres ENR et au nouveau nucléaire (voir Éolien maritime : quel potentiel pour la France).
• Renoncer à ce choix ruineux permettrait de financer la construction de 16 EPR supplémentaires qui produiraient avec la même puissance installée deux fois plus d’électricité, sans dépendre de la météo, et cela pendant 60 ou 80 ans, alors que la durabilité des éoliennes au large est bien inférieure.
• La capacité pilotable disponible en 2050 pour assurer la fourniture lors des vagues de froid hivernales ne dépassera pas 80 GW (dont 12 GW de capacités gaz), ce qui laissera la France entièrement dépendante d’importations onéreuses et carbonées, et surtout non garanties, face à des pointes de consommation qui pourront atteindre 110 GW (hors eau chaude, recharge des batteries de véhicules et production d’hydrogène), contre 100 GW actuellement. Ou alors, il faudra construire 30 GW de capacités supplémentaires en gaz, avec un risque majeur de dépendance géopolitique et de coût très élevé pour l’approvisionnement du combustible, comme le met en lumière la guerre en Ukraine.

Enfin, le développement du programme de surgénérateur Astrid a été arrêté, alors qu’il est plus stratégique pour l’avenir en France que les SMR, dont le domaine d’application se situe principalement à l’exportation, notamment pour remplacer des centrales charbon ou contribuer au développement décarboné des pays émergents.

L’avenir dépendra aussi de l’aboutissement des développements engagés par de nombreuses sociétés dans la fusion nucléaire, qui espèrent mettre au point des réacteurs commercialement exploitables lors de la prochaine décennie (voir article dans la revue « pour la science » avril 2022).

Pour une programmation énergétique intégrant une vraie relance du nucléaire

Pour décarboner notre économie, c’est-à-dire nous affranchir de notre dépendance au pétrole et réduire sensiblement la consommation de gaz, un recours accru à l’électricité sera indispensable : les évaluations de différentes études intégrant une réindustrialisation de la France convergent vers une consommation de l’ordre de 800 TWh, pour une production de l’ordre de 860 TWh, compte tenu des pertes en réseau et du maintien souhaitable d’une capacité exportatrice (475 TWh en 2019, pour une production de 540 TWh).

Le dimensionnement du parc de production dépend aussi, pour assurer la sécurité d’approvisionnement sans dépendre des importations des pays limitrophes, de la nécessité de disposer d’une capacité de production pilotable de l’ordre de 110 GW, les parcs éoliens n’offrant qu’une contribution marginale, et le solaire aucune contribution, lors des pointes de consommation hivernales, sous un régime météo anticyclonique.

Hors nucléaire, l’hydraulique et les centrales bioénergies représentent environ 18 GW de capacité mobilisable, et il sera prudent de maintenir la capacité existante de 12 GW en cycles combinés gaz et turbines à combustion.

Ces deux paramètres dimensionnants conduisent à prévoir à terme un parc nucléaire d’une capacité de l’ordre de 85 GW, soit 50 réacteurs EPR2 en 2060, quand seul l’EPR de Flamanville restera en service, parmi le parc actuel ou en construction. La capacité de production annuelle de ce parc nucléaire sera de l’ordre de 530 TWh, représentant environ 62 % du mix.

Quelques SMR pourront se substituer à un ou deux EPR dans des zones géographiques isolées où un site EPR ne pourra être considéré (par exemple la Bretagne).

S’agissant du site de Fessenheim, il serait souhaitable de le maintenir comme site nucléaire, en engageant une étude comparative entre la réactivation des deux réacteurs mis à l’arrêt (avec les investissements nécessaires), et la construction d’un EPR2.

Il s’agit donc d’un programme de relance du nucléaire d’une ampleur et d’une ambition sans commune mesure avec celle annoncée par Emmanuel Macron, avec l’objectif de construire 35 à 40 EPR2 à l’horizon 2050 (selon les possibilités de prolongation des réacteurs existants), au lieu de 14, qui est considéré par la filière comme un maximum en fonction de ses capacités industrielles et en compétences actuelles : voir rapport.

Il faudra donc être volontariste et retrouver l’esprit pionnier des années 1970 pour reconstituer une ingénierie et une filière industrielle à la hauteur de l’enjeu. Il y a eu à l’époque des recrutements massifs d’ingénieurs et de techniciens destinés au nucléaire qui sont montés progressivement en puissance, la construction des deux premières centrales (Fessenheim et le Bugey) servant de pépinière.

Pour illustrer cet esprit pionner, on pourra se reporter à la tribune publiée par Jean Bergougnoux, ex directeur général d’EDF, dans La revue de l’énergie n°660, à l’occasion des 100 ans de Marcel Boiteux, emblématique patron d’EDF de 1967 à 1987. Dans cette tribune relatant l’engagement du programme électronucléaire décidé par le gouvernement Messmer en réaction au premier choc pétrolier de 1973, on lit que Marcel Boiteux a répondu en moins d’une journée au gouvernement qu’EDF serait capable d’engager jusqu’à 6 ou 7 tranches nucléaires par an…  ce qui fût décidé sur le champ, avec 58 réacteurs réalisés à l’an 2000 !

Sur le plan de la faisabilité des sites existants, EDF a déjà sélectionné les sites de Penly, Gravelines, Tricastin et Bugey pour chacun une paire de réacteurs : il est donc possible de porter la première série à 8 réacteurs. Compte tenu des délais pour les études de finalisation du design et des procédures administratives préparatoires, et de délais de construction réalistes, l’objectif serait de mettre en service la paire tête de série en 2034 et 2035, et ensuite d’accélérer la cadence pour mettre en service les 3 autres paires entre 2036 et 2039.

Pour la suite, le rythme d’engagement nécessaire est de trois EPR2 par an à partir de 2027, mais il faudra rapidement identifier le potentiel de construction sur les sites existants et sélectionner de nouveaux sites si nécessaire.

En complément des parcs nucléaires, hydraulique et biomasse, une capacité en ENR intermittente sera nécessaire pour atteindre le volume de production nécessaire : de l’ordre de 210 TWh (25 % de la production), son intégration dans le réseau ne représentera pas d’investissements en réseau significativement supérieurs à la situation actuelle (le coût réseau représente en moyenne 8 €/MWh).

Il sera fait appel modérément à l’éolien en mer, avec de l’éolien posé, pour autant que les inconvénients sur l’environnement, la faune animale et l’activité des pêcheurs soient jugés supportables.

Le développement des ENR ne demandera que peu ou pas de subventions au-delà des contrats en cours, à l’exception des 6 premiers parcs éoliens en mer (3 GW), qui sont engagés à un coût élevé (175 €/MWh raccordement compris).

Le solaire peut être en partie auto-consommé sur place (installations sur toiture des bâtiments), ou économisé ou reconstitué par pompage de précieuses ressources hydrauliques dans les barrages, et l’éolien peut être l’outil principal de la production d’hydrogène bas carbone, en auto-consommant sur place plus de 90 % de la production,