EDF a pris la décision d’arrêter cinq réacteurs nucléaires le week-end dernier, en raison d’une forte baisse de la demande d’électricité faisant chuter les prix. Une aberration qui montre que le réseau n’est toujours pas en mesure de valoriser la production excédentaire des centrales bas-carbone : nucléaire, éolien et solaire.

La France tourne la page de la crise de l’énergie : nos réserves hydrauliques se portent bien et notre parc nucléaire va mieux, après les arrêts inopinés de nombreux réacteurs et les retards pris dans les opérations de maintenance avec la crise sanitaire. Pour preuve, le prix de l’électricité sur le marché de gros est en chute libre. Cette situation s’explique également par le développement des énergies renouvelables qui permet de bénéficier d’un afflux de production d’électricité, dès que le soleil est radieux, comme c’est le cas en ce début de printemps.

Un réseau inadapté aux fortes productions issues des énergies renouvelables

Mais cette hausse de la production d’électricité issue des énergies renouvelables combinée à une baisse importante de la demande peut aussi perturber le réseau, lequel doit en permanence conserver un équilibre parfait entre l’offre et la demande. Ce week-end, les températures anormalement élevées ont anéanti les besoins de chauffage. La consommation nationale a chuté à des niveaux comparables à un dimanche de juillet. En parallèle, les parcs solaires ont tourné à haut régime, atteignant un pic à 10,7 GW dimanche à 13h15. En conséquence, le prix de l’électricité sur le marché spot en France est resté négatif, plongeant à un minimum de -39,89 €/MWh.

Pour maintenir la balance à l’équilibre entre offre et demande, EDF a donc dû arrêter 5 réacteurs nucléaires. Les sites concernés sont ceux de Dampierre 4 (890 mégawatts [MW]), Golfech 2 (1 310 MW), Paluel 4 (1 330 MW), Tricastin 1 et 3 (915 MW chacun). Tous ont été déconnectés du réseau samedi matin pour être reconnectés dimanche soir, à l’exception du réacteur Tricastin 1 remis en route mardi soir.

La courbe de production du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Golfech, le week-end du 13 au 14 avril 2024 / Energygraph.

Au total, 5,4 GW ont été concernés par cette coupure. On peut toutefois s’interroger sur ces arrêts qui risquent de se renouveler à mesure que le déploiement des énergies renouvelables s’accélère. Le réseau ne semble pas encore tout à fait prêt à accueillir ces nouveaux modes de production décentralisés dont la production dépend des conditions climatiques et n’est pas corrélée aux besoins. Pourtant, déconnecter des réacteurs nucléaires qui produisent une électricité décarbonée apparaît comme un gâchis alors même que ces arrêts sont coûteux.

Des solutions existent pour utiliser le surplus de production électrique

Il est surprenant que des solutions ne soient pas déployées pour valoriser le surplus de production électrique, dans le contexte actuel de décarbonation. Faute de demande, des moyens de production bas-carbone sont aujourd’hui bridés, alors qu’ils pourraient se substituer aux énergies fossiles.

Une des pistes pour soutenir la demande est le déploiement du véhicule électrique. Il constitue une des solutions pour gérer le surplus de production puisque la recharge est un moyen de stockage. Pour l’heure, le prix élevé à l’achat et les difficultés d’accès à la recharge privée dans certaines zones du territoire constituent un frein pour beaucoup d’automobilistes.

Il conviendrait également d’accélérer la décarbonation de l’industrie pour augmenter son électrification. Grâce aux systèmes de stockage de grande ampleur tels que les STEP et les méga batteries, ils pourraient bénéficier en semaine d’une électricité à bas-coût stockée les week-ends de faible demande, par exemple.

Par ailleurs, le recours à l’hydrogène constitue aussi une autre solution qui permettrait de valoriser un excédent de production, et d’éviter ainsi les arrêts de tranches des réacteurs nucléaires. La filière est en plein développement, notamment avec la construction prochaine d’usine d’hydrogène vert qui devrait voir le jour au Havre en 2028, avec le soutien financier de l’État. Enfin, le surplus de production électrique devrait pouvoir faire l’objet d’un stockage à très grande échelle.

Pour cela, des moyens de stockage massif devraient être développés rapidement. Si certains pays ont déjà pris les devants en investissant dans les batteries et les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP), ce n’est pas le cas de la France. Aucun des grands scénarios établis pour l’avenir du mix électrique, que ce soit par l’ADEME ou le gestionnaire de réseau RTE, ne considère le stockage comme une pièce indispensable à la transition énergétique. Pourtant, le stockage participe à rendre le réseau électrique plus flexible.

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La start-up Jimmy propose une solution pour décarboner les grandes industries : remplacer les chaudières à combustible fossile par de petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) qui n’émettent pas de CO₂. Une usine de fabrication de ces SMR devrait s’implanter sur la commune du Creusot (Saône-et-Loire).

Face aux enjeux climatiques, les industriels doivent trouver des solutions pour décarboner leur activité tout en préservant leur compétitivité. Plusieurs procédés sont déjà utilisés dans le secteur pour faire des économies et diminuer les émissions de CO₂ : récupération de la chaleur fatale ou stockage de la chaleur, par exemple.

Le nucléaire à la rescousse de l’industrie pour décarboner son activité

La start-up française Jimmy pourrait bientôt proposer une autre solution intéressante pour les industriels. Il s’agit de fabriquer des SMR en série pour remplacer les chaudières à gaz ou fioul traditionnellement utilisés dans l’industrie pour produire de la chaleur. Ces SMR pourront se brancher directement sur les installations industrielles existantes. Et Jimmy a annoncé récemment que sa plateforme de fabrication de ses générateurs thermiques nucléaires sera implantée en France, sur la commune du Creusot. Créé en 2020, Jimmy se définit comme une « start-up industrielle française qui réinvente l’utilisation de la fission nucléaire pour décarboner la chaleur industrielle ».

Détail des installations prévues au Creusot / Image : Jimmy.

D’ailleurs, l’entreprise se devait de trouver rapidement un site pour implanter sa nouvelle usine puisqu’elle doit livrer son premier client fin 2026. L’usine s’étendra sur 125 000 m² comprenant un atelier de stockage et d’assemblage qui entrera en service en 2025 puis en 2026, un atelier d’assemblage pour l’insertion du combustible dans les cuves. Enfin, un atelier de préparation du combustible devrait être opérationnel en 2028. Le projet nécessite un investissement de 100 millions d’euros et devrait créer à terme environ 300 emplois. L’entreprise est soutenue par l’État qui lui a accordé une subvention de 32 millions d’euros dans le cadre du plan France 2030.

Le boom mondial des SMR face aux enjeux climatiques

Le nucléaire est une des solutions utilisées dans le monde pour décarboner le mix énergétique des États. Mais construire un parc nucléaire prend du temps alors que les enjeux climatiques pressent les États à accélérer leurs actions dans le domaine. C’est la raison pour laquelle la technologie SMR a le vent en poupe dans le secteur du nucléaire. Il s’agit de réacteurs miniatures d’une puissance moindre (entre 50 et 300 mégawatts électriques (MWe) par rapport aux réacteurs traditionnels (entre 900 et 1650 MWe). Mais ils présentent l’avantage d’être moins onéreux et plus rapides à construire. Des dizaines de projets de construction de SMR sont en cours dans le monde, dont le projet Nuward en France.

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La troisième vague d’envoi du chèque énergie débute ce mardi 16 avril 2024. Voici la liste des départements qui sont concernés.

Une vingtaine de départements concernés

Le chèque énergie se présente comme une bouffée d’oxygène pour de nombreux foyers français. Pour l’année 2024, 5,6 millions de Français y sont éligibles, et son montant varie de 48 à 277 euros. Cette initiative, mise en place depuis 2018 par le gouvernement, vise à alléger la charge financière des dépenses énergétiques des ménages les plus modestes.

Conçu pour favoriser l’accès à une énergie abordable tout en encourageant la transition énergétique, ce dispositif permet de régler une partie des factures d’énergie du logement, mais aussi de financer des travaux de rénovation énergétique. La prochaine et dernière vague d’envois est prévue du 22 au 25 avril 2024.

Comment utiliser son chèque énergie ?

• Règlement des factures énergétiques : Le chèque peut être utilisé pour payer les factures de gaz, d’électricité, de fioul, de bois, ou tout autre source d’énergie utilisée pour le chauffage.
• Travaux de rénovation énergétique : faites-vous accompagnez par un professionnel reconnu par l’état.
• Paiement en ligne ou directement auprès des fournisseurs : de nombreux fournisseurs acceptent le chèque énergie directement sur leur site internet.

Et si je ne reçois pas mon chèque énergie ?

Pas de panique ! Si votre chèque énergie n’a pas été réceptionné dans les temps prévus, il est conseillé de patienter quelques jours pour tenir compte des délais postaux. Il est également possible de vérifier son éligibilité via le simulateur disponible sur le site officiel chequeenergie.gouv.fr.

En cas de problème persistant, l’assistance utilisateurs est là pour répondre à toutes vos questions via ce numéro : 0.805.204.805 (appel et service gratuits).

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Mauvaise élève de la classe européenne en matière d’émissions de CO₂, la Pologne entend renverser la tendance en misant sur le nucléaire d’une part et d’autre part sur les énergies renouvelables, avec en particulier l’éolien en mer. Focus sur la stratégie polonaise pour en finir avec sa dépendance au charbon.

La Pologne est à l’avant-dernière place dans le classement des pays d’Europe en matière d’émissions de CO₂ liées à la production d’électricité (2022). En cause, sa forte dépendance au charbon dont il est le plus gros producteur européen avec l’Allemagne. En effet, plus de 60 % de sa production d’électricité est issue du charbon.

La décarbonation du mix électrique passera par le nucléaire en Pologne

Et même si les relations entre la Pologne et la Commission européenne sont régulièrement tendues, et que le gouvernement polonais se montre très difficile en matière d’adoption de nouvelles règles concernant la politique énergétique européenne, le pays avance tout de même dans le domaine. Pour accélérer la décarbonation de son mix électrique, la Pologne a lancé le programme « PEP40 » qui établit sa nouvelle politique énergétique. Dans ce cadre, le pays a décidé de renouer avec le nucléaire civil, avec le projet de construire 2 à 3 centrales d’ici 2043. Les travaux de la première centrale, située à Lubiatowo-Kopalino, doivent débuter en 2026 pour une mise en service à partir de 2033. Elle sera équipée de trois réacteurs d’une puissance de 1 100 MWe.

Pour l’anecdote, la Pologne compte déjà une centrale nucléaire, mais qui est restée inachevée. Située à Zarnowiec, sa construction avait été arrêtée en 1990 à la suite d’un referendum dont le résultat était défavorable à la poursuite des travaux, la population étant marquée par la catastrophe de Tchernobyl quelques années plus tôt.

À noter que la Pologne mise aussi sur les petits réacteurs modulaires (SMR) puisque le pays a donné son accord pour la construction de 24 SMR qui seront répartis au sein de 6 sites et devraient être opérationnels à partir de 2030. En lançant son programme nucléaire, la Pologne espère décarboner sa production d’électricité. Mais la construction de nouvelles centrales prend du temps alors que l’urgence climatique impose d’accélérer le mouvement en faveur de la transition énergétique.

La Pologne entend tirer parti du potentiel éolien de la mer Baltique

Le pays investit donc également dans les énergies renouvelables. Aux côtés du photovoltaïque, l’éolien en mer va se développer dans les années à venir. Pour cela, la Pologne peut compter sur le potentiel exceptionnel de la mer Baltique pour implanter des parcs éoliens en mer. D’autres pays l’ont déjà compris tels que l’Allemagne et le Danemark par exemple. D’ailleurs, à l’été 2022, les pays riverains de la mer Baltique (Danemark, Allemagne, Pologne, Finlande, Suède, Estonie, Lituanie et Lettonie) se sont mis d’accord pour multiplier par 7 leur capacité éolienne offshore d’ici 2030. À l’époque, quelques mois après le début de la guerre en Ukraine, il devenait urgent de se passer du gaz russe dont l’approvisionnement devenait compliqué et de diversifier la production d’électricité.

Du côté de la Pologne, à ce jour, trois projets éoliens en mer sont en cours. Il y a d’abord les trois parcs Baltica qui devraient totaliser une puissance installée de 3,5 gigawatts (GW) avec une mise en service prévue à partir de 2026.

Baltic Power est le deuxième parc éolien en mer qui devrait alimenter la Pologne en énergie décarbonée. Porté par l’entreprise Baltic Power, filiale de la compagnie pétrolière polonaise Orlen, le projet comporte 70 éoliennes pour une puissance totale de 1,2 GW. La mise en service devrait débuter en 2026. Enfin, les parcs MFW Baltyk I, II et III, développés par l’entreprise polonaise Polenergia associée à la société norvégienne Equinor atteindront une puissance de 3 GW. À terme, ce sont plus de 4 millions de foyers polonais qui pourront être alimentés en électricité « verte » grâce à ces trois parcs.

Située à environ 80 km du rivage, la ferme solaire en mer Baltyk III devrait voir sa construction débuter cette année puis une mise en service de la première tranche à partir de 2027. Avec sa capacité de 1 560 MW, le parc Baltyk I est le plus grand parc éolien en construction dans la mer Baltique actuellement. Pour rationaliser les coûts, les trois parcs Baltyk vont partager leurs infrastructures avec par exemple un tronçon commun pour le câble alimentant les trois sites. Selon le PDG de Polenergia, cela « réduira considérablement le processus d’investissement, le rendra plus facile et moins cher ».

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Le gouvernement vient de prendre une décision qui ne manque pas de faire couler beaucoup d’encre. Le mix énergétique du pays ne sera finalement pas débattu au Parlement. Finalement, seul un décret viendra annoncer la programmation de la France pour les prochaines années en matière d’énergie.

Un décret pour fixer les contours du futur mix énergétique

Le gouvernement opte pour l’utilisation d’un décret pour définir le mix énergétique français jusqu’en 2035. Cette démarche provoque une vive réaction parmi les législateurs et les associations. Ce choix, selon le ministre de l’Industrie et de l’Énergie, Roland Lescure, vise à assurer rapidité et efficacité dans la mise en œuvre de la stratégie énergétique. Cette décision signifie que le futur mix énergétique, incluant le nucléaire, les éoliennes et le solaire, ne sera pas soumis à un débat parlementaire mais à une simple consultation publique gérée par la Commission Nationale du Débat Public (CNDP).

Le décret couvrira des aspects variés de la politique énergétique, de la gestion du parc nucléaire existant ou encore de l’expansion significative des capacités en énergies renouvelables. Le gouvernement prévoit notamment de multiplier par cinq la production photovoltaïque et de gaz vert, ainsi que de doubler celle des éoliennes terrestres et de la chaleur renouvelable.

L’énergie, un dossier sensible

La décision de procéder par décret plutôt que par une loi débattue au Parlement suscite des critiques. En effet, certaines ONG et figures politiques y voient une manœuvre pour contourner un débat démocratique. Sans oublier qu’une loi de 2019 stipule que de tels objectifs sont fixés par une loi de programmation. Cette approche soulève des questions sur la stabilité à long terme de la stratégie énergétique. En effet, un décret peut être plus facilement modifiable en cas de changement à l’Élysée.

La polémique ne se limite pas à la méthode de mise en œuvre. Elle touche également au contenu de la programmation. Les détails montrent une forte dépendance aux énergies renouvelables. Sans oublier un maintien significatif du nucléaire, ce qui ne fait pas consensus. Le débat sur la place des éoliennes terrestres illustre également les tensions entre développement durable et acceptation locale.

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Le gouvernement prend les rênes pour définir le futur mix énergétique du pays, privilégiant un décret à une discussion parlementaire. Il définira lui-même les objectifs pour le nucléaire, les éoliennes et les panneaux solaires d’ici à 2035.

Le gouvernement fixe le cap énergétique

Le ministre de l’Industrie et de l’Énergie, Roland Lescure, a tranché : le mix énergétique français ne sera pas le fruit d’un débat parlementaire, mais celui d’un décret. En dépit d’une guerre qui oppose les « anti-nucléaire et les anti-énergies renouvelables », le gouvernement a décidé d’opter pour une méthode rapide et efficace puisque « de toute façon, pour atteindre la neutralité carbone en 2050, on n’a pas le choix, il faut pousser tous les curseurs », explique le cabinet de Roland Lescure sur Ouest France. Une « programmation pluriannuelle de l’énergie » (PPE) est au cœur de cette dynamique. L’annonce fait suite à une consultation déjà réalisée fin 2023, concernant la « Stratégie française pour l’énergie et le climat ».

Pour 2035, l’objectif est clair : augmenter la production électrique bas carbone de 450 à 650 térawattheures. Cela implique une revitalisation du parc nucléaire et un développement massif des énergies renouvelables. Le gouvernement envisage de multiplier par cinq le photovoltaïque et le gaz vert, et de doubler la production d’éoliennes terrestres. En 2035, plus de la moitié de l’énergie consommée dans notre pays devra être décarbonée. Un défi technique autant que sociétal, en prenant en compte les débats entourant les éoliennes terrestres et la réticence à leur expansion.

Entre urgence climatique et stratégie gouvernementale

La démarche du gouvernement suscite des interrogations. Le choix de la rapidité sur la démocratie participative pourrait être perçu comme un écart aux procédures législatives prévues. En effet, une loi de programmation Energie – Climat aurait dû être adoptée avant juillet 2023. Est-ce une stratégie pour éviter des confrontations législatives ou simplement une réponse pragmatique à l’urgence climatique ?

Malgré l’absence de débat parlementaire, le gouvernement assure que des discussions préalables ont déjà eu lieu. Cependant, certains y voient une volonté de contourner d’éventuels obstacles parlementaires, surtout en prévision des élections européennes. De plus, des lois importantes sont toujours à l’horizon, notamment sur la protection des consommateurs d’énergie et la privatisation des barrages hydroélectriques. Le gouvernement semble naviguer entre la nécessité de protéger ses citoyens et le désir de stimuler l’industrie énergétique nationale. Alors que certains saluent la rapidité d’action, d’autres expriment leur déception face au manque de débat public. Un équilibre délicat à atteindre, avec l’horizon de 2035 déjà en vue.

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L’Inde s’est engagée à atteindre la neutralité carbone d’ici 2070. C’est un défi pour cet État encore fortement dépendant du charbon pour sa production d’électricité. Pour parvenir à son objectif, le pays devenu le plus peuplé au monde devant la Chine, mise sur le nucléaire et les énergies renouvelables.

L’Inde connait une forte croissance économique avec une augmentation du produit intérieur brut (PIB) supérieure à 7 % en 2023. C’est aussi le troisième plus gros consommateur d’énergie au monde. Mais le pays fait face à un véritable défi consistant à soutenir cette croissance (la demande en énergie devrait bondir de 35 % d’ici 2030), tout en tenant compte des enjeux environnementaux. En effet, l’Inde n’est pas épargnée par les catastrophes naturelles, telles que les inondations, les épisodes de fortes chaleurs et de sécheresse, les tremblements de terre ou encore les cyclones.

La neutralité carbone envisagée pour 2070

Lors de la conférence sur le climat (COP26) qui s’est déroulée à Glasgow en 2021, le Premier ministre Narendra Modi s’était engagé à ce que son pays atteigne la neutralité carbone d’ici 2070. Pour étudier les moyens permettant d’atteindre cet objectif, un rapport a été établi par l’Institut indien de gestion d’Ahmedabad (IIMA). Cette étude devait déterminer les méthodes permettant de baisser le coût de l’électricité pour les consommateurs et de décrire le mix énergétique à mettre en place pour atteindre la neutralité carbone.

Pour cela, elle établit plusieurs scénarios en fonction des énergies décarbonées considérées et de différents niveaux de croissance économique possibles. S’il n’est pas question que le charbon cède sa place dominante dans le système énergétique indien au cours des 20 prochaines années, la part du nucléaire et des énergies renouvelables va, elle, augmenter au fil des ans.

Le nucléaire associé aux énergies renouvelables pour réussir la transition énergétique en Inde

Ainsi, le rapport mise sur « une production substantielle d’énergie nucléaire en 2070 ». C’est d’ailleurs avec le scénario qui met l’accent sur l’énergie nucléaire (331 gigawatts [GW] d’ici 2070) que le coût de l’énergie sera au plus bas pour les consommateurs. Le pays avait déjà annoncé vouloir multiplier par trois sa capacité de production nucléaire d’ici 2032 en mettant en service chaque année un réacteur nucléaire, pour atteindre 50 000 mégawatts (MW) installés en 2040.

Du côté des énergies renouvelables, l’Inde avance à grands pas, à l’image de ses gigantesques parcs solaires et éoliens accueillis en plein désert du Thar. Elle a dépassé son objectif de 15 % d’électricité d’origine renouvelable en 2020 pour se hisser à un niveau de 20 % à cette date. Le prochain défi sera de parvenir à 50 % d’ici 2030. Plusieurs axes ont été adoptés dans ce but : développement de la filière de production d’hydrogène vert (pour laquelle une feuille de route bilatérale a été signée en octobre 2022 avec la France), accélération du déploiement des parcs solaires et éoliens.

Enfin, pour accompagner le développement des énergies renouvelables, l’Inde mise sur le stockage grâce à des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) dont la construction est encouragée.

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Vinci souhaite accélérer le passage à l’électromobilité. En collaboration avec l’opérateur espagnol Zunder, le géant autoroutier français va mettre en place trois super-stations de recharge ultra-rapide d’ici à l’été 2024.

Points de recharge : un déploiement progressif, mais qui manque de fiabilité

En mai 2023, la France a atteint un jalon majeur dans la transition énergétique en franchissant le cap des 100 000 points de recharge pour véhicules électriques. Cette expansion, qui représente une augmentation de 41% en un an, reflète l’engagement national en faveur de l’électromobilité, avec une moyenne de 179 points de recharge pour 100 000 habitants. Cette infrastructure couvre désormais l’ensemble des grands axes autoroutiers et des métropoles, offrant une diversité de puissances de recharge pour répondre à tous les besoins : 50% des bornes fournissent un courant alternatif de moyenne puissance, 33% de faible puissance, et 16% sont des bornes rapides en courant continu, ces dernières étant principalement disponibles sur le réseau autoroutier français.

Cependant, derrière cette expansion se présente un défi majeur : la fiabilité des bornes. C’est en effet le paradoxe du déploiement des points de recharge : leur disponibilité a chuté ! Elle est passée de 86% à 81% pour les bornes en courant alternatif, et de 83% à 76% pour les bornes en courant continu  (points de recharge à haute puissance et ultra-rapides). L’origine de cette chute ? Principalement des pannes et une hausse des besoins de maintenance.

Vinci va ouvrir 3 super-stations de recharge d’ici l’été 2024

Dans ce contexte, l’annonce de Vinci et de l’opérateur espagnol Zunder, leader dans le domaine des bornes de recharge dans le sud de l’Europe, prend tout son sens. Ensemble, ils s’apprêtent à lancer trois super-stations de recharge ultra-rapide en France, offrant aux automobilistes la possibilité de recharger leurs véhicules en moins de 20 minutes. Ces stations devraient voir le jour d’ici à la fin de l’été 2024 et seraient équipées, selon les dires de Vinci, de bornes allant jusqu’à 400 kW.

Ces dernières seront implantées dans des lieux stratégiques pour faciliter l’accès à la recharge rapide : l’aire de Sarthe-Touraine sur l’A28 (deux points de recharge), ainsi que les aires du Val-de-Cher sur l’A85 et de Bourges-Marmagne sur l’A71 (25 bornes de recharge chacune). Ces installations ne se contentent pas de proposer un nombre important de points de recharge ultra-rapide, elles intègrent également le système Plug & Charge, qui permet une reconnaissance automatique du véhicule et un démarrage instantané de la recharge. Cette initiative pourrait jouer un rôle clé dans la confiance accordée par les automobilistes aux infrastructures de recharge électrique, en offrant une expérience fiable, rapide et sans accroc.

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Aménager une nouvelle centrale nucléaire à quelques dizaines de kilomètres de Marseille ? « Ce n’est pas une question absurde du tout » estimait Emmanuel Macron dans une déclaration le 28 juin 2023. Le président de la République ouvrait ainsi la voie à une réflexion plus poussée sur le sujet. Mais peut-on vraiment aménager un site de production d’électricité nucléaire dans cette zone ? Un tel projet serait-il pertinent ?

Le sud-est de la France est une « péninsule électrique » : située à l’extrémité du réseau électrique national, elle consomme beaucoup plus d’électricité qu’elle n’en produit. Une configuration qui devient problématique avec l’électrification des usages dans le cadre de la transition énergétique, pour l’industrie autant que les particuliers.

Entre raffineries de pétrole, usines chimiques, aciérie et centrales à gaz, la zone industrialo-portuaire à l’ouest de Marseille est justement l’un des sites les plus émetteurs de gaz à effet de serre en France. Sa décarbonation, via l’électrification, nécessiterait jusqu’à 6 GW de puissance supplémentaire, selon RTE. Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité français prépare d’ailleurs la construction d’une nouvelle ligne très haute tension de 400 kV aboutissant dans cette zone. L’objectif de cette ligne est de renforcer la capacité de transmission de courant vers ce croissant industriel long de 24 km qui s’étend de Martigues à Port-Saint-Louis du Rhône en passant par Fos-sur-Mer. Une zone aujourd’hui extrêmement dépendante des combustibles fossiles pour fonctionner.

La zone industrialo-portuaire entre Martigues et Port-Saint-Louis du Rhône intègre plusieurs centrales à gaz / Révolution Énergétique.

Un projet vieux de cinquante ans

Derrière ce projet, il y a une réalité : l’absence, à cet endroit, de centrale capable de produire de très grandes quantités d’électricité bas-carbone en continu. Ce n’est pas faute d’y avoir pensé. En 1974, l’État envisageait d’aménager une centrale nucléaire à Martigues, dans le contexte du « plan Messmer ». Le quartier de Ponteau, qui accueille depuis 1971 une centrale au fioul (remplacée par une centrale au gaz en 2012), était privilégiée. « Le site est prévu pour recevoir, soit en thermique, soit en nucléaire, une extension de 3 500 à 4 000 MW […] » explique un document d’EDF datant de 1972.

Le « rapport d’Ornano », du nom du ministre de l’Industrie en poste à l’époque, évoque également la possibilité de construire une centrale en région Provence-Alpes-Côte-d’Azur. Ce document, qui explore le potentiel d’expansion du nucléaire civil en France, envisage d’ailleurs l’aménagement de 30 à 40 centrales en France pour une puissance totale ahurissante de 170 GW « installées à la fin du siècle ». Finalement, le pays se contentera de 19 centrales pour 63 GW. Pour se faire une idée des ordres de grandeur, le record absolu de consommation en France s’élève à 102,1 GW, atteints le 8 février 2012.

Comme de nombreux autres projets nucléaires en France, la centrale nucléaire de Martigues n’a donc jamais été réalisée. Si les communes concernées s’y étaient rapidement opposées à l’époque, l’État ne semble pas avoir insisté pour mener l’idée à son terme. Mais après 50 ans de sommeil, le projet semble refaire surface. Le 29 juin 2023, alors en visite à Marseille, Emmanuel Macron évoquait le sujet à l’occasion d’un échange avec les acteurs du Grand port maritime.

La transition énergétique ressuscite l’idée d’une centrale nucléaire près de Marseille

L’idée d’une nouvelle centrale nucléaire dans la zone portuaire de Marseille-Fos « n’est pas absurde du tout » lançait le président de la République. « Il est nécessaire de se poser cette question sans tabou, car elle est là, il faut regarder si l’ensemble du bassin économique est prêt à accueillir des tranches et des centrales […] C’est un terrain qui a une vocation en la matière. Pourquoi ? Parce qu’on sait qu’on a aussi un immense sujet de refroidissement des centrales. Et les centrales à venir auront vocation à être beaucoup plus près de la mer » lançait Emmanuel Macron, qui estime que 4 EPR satisferaient aux besoins.

Suivant ces déclarations, le président d’EDF Luc Rémont avait annoncé se pencher sur la question. « Quand le président de la République s’exprime en disant qu’il faut étudier quelque chose, naturellement, nous l’étudierons, évidemment ».  « Il est souhaitable d’étudier d’autres sites que les sites existants […] pas forcément pour du très court terme et, j’ajouterais, pas forcément pour des EPR » avait-il précisé à la presse.

Les contours du projet de centrale nucléaire entre Fos et Martigues restent donc extrêmement flous. Nous avons tenté d’interroger les maires des communes potentiellement concernées : Port-Saint-Louis du Rhône, Fos-sur-Mer et Martigues, mais aucun élu n’a souhaité s’exprimer sur le sujet, manifestement délicat. Le parc naturel régional de Camargue, voisin immédiat, et le Grand port maritime n’ont pas non plus répondu favorablement à nos demandes d’interview. Le maire de Marseille, située à une trentaine de kilomètres, avait, lui, rapidement manifesté son opposition dans les médias. « S’il y a un endroit en France où on ne pourra pas faire un EPR, c’est à Marseille » lançait Benoit Payan, évoquant des risques sismiques et de submersion.

Les industries pétrochimiques de Lavéra à Martigues / Image : Révolution Énergétique.

Quid des risques sismiques et de submersion ?

Mais où cette hypothétique centrale pourrait être construite ? Si la zone est effectivement soumise à un risque sismique « modéré » selon la carte du ministère de la Transition écologique, plusieurs sites nucléaires le sont déjà en France. C’est le cas des quatre centrales implantées en vallée du Rhône, de Civaux (Vienne) et de feu-Fessenheim (Haut-Rhin).

Concernant le risque de submersion marine, la zone industrielle de Fos-sur-Mer semble particulièrement sensible à une élévation d’un mètre du niveau de la mer, comparée au littoral de Martigues, comme le montre cette carte du Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM). Si la plupart des marécages seraient inondés, plusieurs vastes terrains resteraient cependant exploitables.

Qu’en est-il du risque de tsunami ? Selon l’Unesco, la probabilité d’une vague géante en Méditerranée est supérieur à 95 % dans les 30 prochaines années. La hauteur de cette vague ne dépasserait pas 2 mètres toutefois. Selon le simulateur du BRGM (réglé à 2,5 m d’élévation), la zone industrielle de Fos-sur-Mer serait cette fois presque entièrement inondée. À l’inverse, les côtes martégales, où se trouve notamment la centrale thermique de Ponteau, apparaissent à nouveau peu affectées par un tel phénomène.

Aménager une centrale nucléaire en bord de mer n’est pas rare : quatre centrales se trouvent au ras de l’océan en France. Certaines sont même aménagées sur des sites à la géologie particulièrement accidentée, comme Penly, Paluel (Seine-Maritime) et Flamanville (Manche), prises en étau entre mer et falaise. Avec sa côte rocheuse, Martigues semble à priori plus adaptée pour accueillir ce type de centrale.

Un des sites à étudier pourrait d’ailleurs ne pas être celui de la centrale thermique actuelle de Ponteau. Car, avec une superficie d’environ 40 hectares (ha), le potentiel du terrain paraît limité. Les centrales nucléaires côtières nécessitent bien plus de surface que cela : Paluel et ses 4 réacteurs occupe environ 180 ha, les 3 tranches de Flamanville 95 ha et les 2 réacteurs de Penly 94 ha en intégrant ses 2 réservations pour de futurs réacteurs.

La centrale thermique de Ponteau à Martigues / Image : Révolution Énergétique.

Combien de réacteurs construire et quelle technologie retenir ?

Selon l’ingénieur et membre de l’association Les voix du nucléaire Benjamin Larédo, un vaste terrain d’environ 200 ha situé à 1,5 km au sud serait plus adapté pour recevoir l’hypothétique centrale nucléaire de Martigues. « Le terrain est surélevé par rapport au niveau de la mer, il y a de la place et il est plus à l’écart des usines chimiques » nous explique-t-il. « Il a un accès beaucoup plus ouvert sur la mer, donc pour les prises d’eau et la dilution des rejets thermiques et chimiques, c’est beaucoup mieux [qu’une implantation dans la zone entre Fos-sur-Mer et Port-Saint-Louis du Rhône, NDLR] » ajoute-t-il.

Cette grande superficie permettrait d’accueillir les deux paires d’EPR (soit 4 réacteurs de 1 650 MW chacun) promues par son association. Selon un calcul effectué par Les voix du nucléaire, la région Provence-Alpes-Côte-d’Azur pourrait devenir exportatrice d’électricité tout en décarbonant son industrie, en optant pour 4 EPR en complément de son importante production solaire, hydraulique et éolienne en mer.

À droite : superposition à l’échelle de la centrale nucléaire de Paluel sur la zone suggérée par l’ingénieur des Voix du nucléaire Benjamin Larédo / Image : Révolution Énergétique, carte Google Earth, modifiée par RE.

« Il faut quelque chose de costaud » nous confirme Ludovic Leroy, un ingénieur œuvrant notamment dans la pétrochimie, qui connaît bien la zone. « Deux paires d’EPR, ça ne me parait pas délirant ici » estime-t-il. « Les industriels sont dans une dynamique de décarbonation qui passe par l’électrification. Ils ont tous des projets de production ou d’utilisation d’hydrogène vert. Fos est d’ailleurs pressenti comme un hub de l’hydrogène. Si vous avez une offre d’électricité décarbonée qui vient s’installer ici, c’est sûr que ça va jouer un rôle dans leur stratégie de décarbonation » explique l’expert, qui évoque les difficultés rencontrées par plusieurs industriels de la zone pour réaliser leurs projets de transition énergétique, faute de production locale suffisante.

Ludovic Leroy mentionne également les SMR, ces petits réacteurs nucléaires en kit toujours en cours de développement, qui pourraient être directement installés dans les sites industriels. « La pétrochimie est intéressée pour intégrer des SMR. Toute la fonction chauffe se fait aujourd’hui dans des fours au gaz naturel. Il y a des développements en cours pour passer sur des fours de cracking électriques. Si vous prenez un SMR de 80 MW, ça collerait très bien avec les besoins d’un vapocraqueur » estime-t-il.

Quel coût pour une nouvelle centrale nucléaire près de Marseille ?

À partir du montant prévisionnel des 6 futurs EPR en projet en France (qui seront construits sur des centrales existantes), on peut estimer autour de 45 milliards d’euros le coût d’une nouvelle centrale nucléaire composée de 4 réacteurs. Un investissement colossal, à comparer évidemment à la production monumentale que l’on peut espérer d’une telle installation : environ 42 TWh annuels, si l’on se base sur les performances de l’EPR d’Olkiluoto en Finlande. Au prix moyen attendu de l’électricité nucléaire (70 €/MWh), voilà de quoi espérer obtenir près de 3 milliards d’euros de recettes annuelles.

Pour générer autant d’énergie avec des éoliennes en mer, il faudrait installer l’équivalent de 28 parcs comme celui de Saint-Nazaire, qui a produit 1,5 TWh en 2023. Ce dernier, d’une puissance de 480 MW, a coûté 2 milliards d’euros. De rapides estimations, qui ne prennent pas en compte le coût tout aussi élevé du stockage d’énergie nécessaire pour compenser les variations de puissance de l’éolien. Car produire de l’hydrogène vert — utile notamment pour fabriquer de l’acier bas-carbone — à partir de sources d’énergie intermittentes, semble plus complexe qu’imaginé. Côté nucléaire, nous ne considérons pas non plus le coût de production, recyclage et stockage du combustible, ni d’éventuels dérapages de budget, qui ne sont pas rares dans cette filière.

Au-delà du coût, il resterait à convaincre élus et populations locales d’accepter l’implantation d’une centrale nucléaire proches de leurs logements et lieux de baignade favoris. La zone est assez densément peuplée : plus de 80 000 personnes résident dans un rayon de 10 km autour de Martigues et près de 2 millions de personnes dans un rayon de 50 km. Si le projet se concrétisait, il nécessiterait un important travail pédagogique et une forte volonté politique pour le mener à terme.

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Les Français sont connus pour être les champions du bas de laine. Nous épargnons beaucoup, en moyenne 17,2 % de notre revenu disponible au 3ᵉ trimestre 2023, et nous ne sommes battus que par la Suisse, la Suède et les Pays-Bas. Cette épargne pourrait-elle être mobilisée pour financer le nouveau nucléaire ?

D’après la Banque de France, le patrimoine financier des Français s’élève à près de 6 000 milliards d’euros (hors immobilier), sous la forme de dépôts à vue, d’épargne réglementée, d’assurance-vie ou d’actions. Dans ce montant, ce sont un peu plus de 920 milliards d’euros qui se trouvent dans ce qui est appelé « l’épargne réglementée des ménages », c’est-à-dire : Livret A, Livret de développement durable et solidaire (LDDS), Livret d’épargne populaire (LEP) ou encore Plan-épargne logement (PEL).

Aujourd’hui, cet argent est alloué à des secteurs rigoureusement définis par la loi. Ce sont 60 % qui sont centralisés par la Caisse des dépôts et consignations (CDC) pour financer la construction de logements sociaux, tandis que les 40 % restants sont gérés par les banques elles-mêmes, notamment pour financer les PME et la transition énergétique.

Une source de financement convoitée

Or, nous sommes dans un contexte où les taux d’intérêt ont très fortement augmenté, du fait en particulier des hausses des taux décidées par la Banque centrale européenne (BCE). Ces hausses conduisent à un renchérissement notable des dépenses d’investissement, en particulier dans l’industrie. De ce fait, la possibilité d’affecter l’épargne des Français au financement de nouveaux secteurs industriels est scrutée à la loupe par le gouvernement.

En ce début d’année, une mesure avait fait grand bruit. Dans le cadre du projet de loi de finances 2024, elle prévoyait le fléchage de cette épargne vers le financement de l’industrie de la défense. Cela avait mené à une levée de boucliers, dans la mesure où 54 % des Français y seraient opposés, selon un sondage de l’institut YouGov. Concernant la transition énergétique, l’épargne des livrets réglementés (Livret A, LDDS, LEP…) pourrait-elle être mobilisée pour financer les nouvelles constructions nucléaires ?

Pourquoi cette option est intéressante pour le nouveau nucléaire ?

Le nouveau nucléaire coûte cher. Ainsi, le chantier du réacteur EPR de Flamanville se chiffrerait aujourd’hui à 13,2 milliards d’euros, selon EDF. Toujours selon l’évaluation 2024 de l’énergéticien, la construction de six nouveaux réacteurs EPR2 en France coûterait 67,4 milliards d’euros – hors coûts financiers. Il va sans dire que l’investissement dans ce parc nécessiterait de mobiliser d’énormes capacités de financement.

L’affectation d’une partie de l’épargne déposée par les Français sur les livrets réglementés serait de nature à assurer une partie de ce financement. Premier constat : les durées d’investissement sont compatibles. En effet, les livrets réglementés sont adaptés aux financements portant sur de longs termes, sur des durées de 25 à 50 ans, cohérentes avec le cycle de vie des centrales nucléaires. Rappelons justement que l’EPR a été conçu pour une durée de vie de 60 ans. Un financement compatible avec de telles échéances de temps est toutefois difficile à obtenir sur les marchés financiers, lesquels tendent à privilégier des investissements de plus court terme.

Cela se traduirait en particulier par des coûts financiers plus élevés pour EDF, si l’énergéticien devait trouver ces financements sur les marchés privés. Ces derniers coûts viendraient à leur tour alourdir encore la facture du nouveau nucléaire. EDF a par ailleurs une dette importante, et l’accroissement de cette dernière serait de nature à dégrader sa notation, conduisant à augmenter encore les taux d’intérêt. En revanche, l’utilisation de l’épargne réglementée apporterait la garantie de l’État français, avec des conditions d’emprunt plus favorables pour ces investissements de long terme.

Un nécessaire arbitrage des ressources

Nous pouvons par ailleurs constater que les montants sont compatibles. Comme précisé plus haut, le nouveau nucléaire représenterait un investissement d’environ 70 milliards d’euros. À titre de comparaison, l’épargne regroupée par le Livret A et le LDD s’élève à 571 milliards d’euros à début 2024. Par ailleurs, en dépit de l’inflation et des dépenses supplémentaires occasionnées par cette dernière, le montant déposé par les Français a poursuivi son augmentation : ce sont de l’ordre de 50 milliards d’euros supplémentaires qui ont été collectés en 2023.

Financer le nouveau nucléaire par les livrets réglementés conduirait toutefois à une modification significative de l’affectation des ressources qu’ils constituent. En particulier, cela remettrait-il en cause le financement des logements sociaux ? Il s’avère, d’après l’économiste Philippe Crevel, directeur du Cercle de l’Épargne, que le logement social n’utilise pas la totalité des ressources disponibles, faute d’un nombre suffisant de projets de construction. En conséquence, il existerait donc bien une capacité de financement disponible, accrue en outre par la hausse de la collecte de ces dernières années.

Au-delà de ces réflexions sur l’arbitrage de l’affectation des livrets réglementés, reste cependant à savoir si les Français eux-mêmes approuveraient ce nouvel usage de leur épargne. Fin 2023, un sondage mené par l’institut Ifop pour Le Journal du Dimanche indiquait que 65 % des Français étaient favorables à la construction des six nouveaux réacteurs EPR2. Seraient-ils prêts en outre à engager leur propre épargne dans ce projet ?

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C’est la fin de plusieurs semaines de discussions et de débats à l’Assemblée nationale. Les députés viennent de voter un texte pour étendre les tarifs réglementés de l’électricité et, par la même occasion, empêcher le démembrement d’EDF.

De nouveaux tarifs réglementés de l’électricité

Dans un contexte énergétique en pleine évolution, le Parlement français adopte un texte fondamental visant à protéger les consommateurs français. Ce projet de loi, vient de traverser les deux chambres du Parlement avec succès. Et ceux, malgré plusieurs révisions. Sa finalité ? Une extension significative des tarifs réglementés de vente d’électricité (TRVE) à compter du 1er février 2025.

Destinée aux très petites entreprises, artisans et petits agriculteurs, cette mesure vise à alléger la charge financière liée à l’énergie pour près d’un million de TPE et 10 000 communes supplémentaires. Cette dernière a été annoncée par le ministre délégué chargé de l’Industrie et de l’Énergie, Roland Lescure. De plus, cette extension représente un soutien vital dans un contexte de hausse des coûts énergétiques. Ainsi, l’objectif reste d’offrir une bouffée d’air frais aux acteurs économiques de petite taille.

Un texte anti-démembrement d’EDF

Ce texte, fruit d’un compromis entre la majorité et les oppositions, vise également à empêcher le démembrement d’EDF, pilier énergétique national. Derrière cette volonté, les élus souhaitent assurer une stabilité dans l’approvisionnement en électricité. Malgré les réticences de départ, l’exécutif a finalement accordé son soutien à ce texte en février, à la suite de négociations.

Ces dernières ont vu la suppression de certaines mesures controversées, comme l’actionnariat des salariés et la détention de 100 % du capital d’Enedis. Cette loi incarne la volonté des députés à soutenir la filière du nucléaire en France. Reste désormais à investir dans le parc vieillissant français. En effet, il est primordial de s’éloigner de la crainte de coupures lors de période de fortes consommations électriques comme l’hiver.

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Le chantier de l’EPR de Flamanville va enfin voir le bout du tunnel, après des années de retard et la flambée de son coût de fabrication. Révolution Energétique fait le point sur le calendrier à venir qui devrait enfin aboutir sur le démarrage du réacteur cet été.

La filière du nucléaire est en plein regain depuis le discours de Belfort du président de la République en février 2022 annonçant la construction de six nouveaux EPR (voir notre carte) ainsi que la possibilité d’en fabriquer huit supplémentaires par la suite. Mais le secteur est hanté par les difficultés abyssales du chantier de Flamanville. Pour rappel, ce chantier consiste à ériger le premier réacteur nucléaire EPR de France, d’une puissance de 1 600 mégawatts (MW), sur le site de la centrale de Flamanville (Manche). Les travaux ont débuté en 2007 et devaient prendre fin en 2012. Les obstacles se sont multipliés durant les travaux, conduisant à un retard de 12 ans et à l’explosion du budget, qui est passé de 3,3 à 19,1 milliards d’euros. Autant dire que la mise en service de l’EPR de Flamanville sonnerait la fin d’un long calvaire pour EDF. Et 2024 devrait être la bonne année pour cela.

La phase de tests grandeur nature terminée fin 2023

L’année 2023 avait déjà permis de bonnes avancées sur le chantier. À l’automne, l’énergéticien français avait lancé une série de tests grandeur nature pour préparer le démarrage de l’EPR. Elle a mobilisé 1 000 personnes pendant 10 semaines et s’est terminée le 10 décembre 2023. Elle a permis d’activer la chaudière (sans réaction nucléaire) ainsi que la turbine, dans différentes conditions, même les plus difficiles. À ce stade, EDF espérait pouvoir lancer son réacteur avant l’été. Mais EDF n’en a pas fini pour autant avec les démarches administratives avant de pouvoir le mettre en route pour de bon. L’année 2024 va en effet marquer de nouvelles étapes indispensables pour permettre de lancer la production d’électricité de l’EPR.

Une étonnante consultation du public avant la délivrance de l’autorisation de mise en service

À la suite de la demande d’autorisation de mise en service du réacteur transmise par EDF à l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en 2021, une consultation du public s’est déroulée du 5 juin au 15 septembre 2023. Une seconde consultation a eu lieu du 15 janvier au 15 février 2024.

Mais ce n’est pas fini. L’ASN a ensuite publié sur son site internet son projet de décision autorisant la mise en service de l’EPR. Cette diffusion se déroule pendant trois semaines, du 27 mars au 17 avril 2024. Ce n’est qu’à l’issue de cette phase qu’EDF recevra enfin l’autorisation de mise en service, avec quelques semaines de retard par rapport à son dernier calendrier en date. Ce feu vert lui permettra de procéder à un premier chargement de combustible, avant de lancer les opérations de démarrage.

D’ailleurs, l’énergéticien a indiqué fin février 2024 que le combustible était prêt. Mais il faudra attendre l’été 2024 pour voir enfin démarrer l’EPR qui devrait atteindre 100 % de sa capacité de production d’ici la fin d’année. À noter qu’un arrêt du réacteur est d’ores et déjà programmé pour 2026 sur une durée de plusieurs mois, afin de réaliser ce qu’EDF appelle une « visite complète 1 ». Des détails seront communiqués ultérieurement pour déterminer les modalités de cette inspection.

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En 2023, un tournant majeur a été franchi dans le secteur énergétique français : pour la première fois, les énergies renouvelables ont fourni plus de 30% de l’électricité consommée dans l’Hexagone.

La part croissante des énergies renouvelables en France

Le dynamisme des énergies renouvelables en France s’inscrit dans une trajectoire ascendante, avec une augmentation de la production renouvelable de 23 % par rapport à 2022, atteignant ainsi 30 % de la consommation d’électricité en 2023, comme le révèle le panorama de 2023. Dans le détail, l’hydraulique représentait ainsi 12,5 % de la consommation d’électricité française, l’éolien terrestre 11,1 %, l’éolien offshore 0,4 %, le solaire 4,9 % et enfin les bioénergies électriques 1,9 %.

La dynamique de développement des énergies renouvelables en France présente néanmoins un paysage contrasté d’une région à l’autre, du fait des spécificités météorologiques de ces dernières. Les Hauts-de-France se sont par exemple affirmés comme le principal territoire de l’éolien terrestre, tandis que c’est le photovoltaïque qui domine en Nouvelle-Aquitaine.

Un mix énergétique moins équilibré en France mais plus performant

Les énergies renouvelables représentaient plus de 50 % de la production d’électricité en Allemagne et en Espagne, et elles dépassaient les 60 % au Portugal en 2023. Si l’on compare la France avec ces pays, l’Hexagone affiche un certain retard dans son mix énergétique puisque le nucléaire continue d’assurer près des deux tiers de sa production totale d’électricité, soit 320 térawatts/heure.

Cependant, et contrairement à ses pays voisins, c’est grâce à sa capacité de production d’électricité d’origine nucléaire, et non pas grâce aux énergies renouvelables, que la France est en mesure d’assurer sa souveraineté énergétique. En effet, l’Hexagone a battu à deux reprises ses records d’exportation d’électricité, en décembre 2023 et en janvier 2024, avec l’Allemagne, l’Espagne et l’Italie figurant parmi les principaux pays bénéficiaires de ces exportations.

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En Corée du Sud, le réacteur expérimental KSTAR poursuit ses efforts en matière de fusion nucléaire. Il est notamment parvenu à maintenir, pendant 48 secondes, un plasma chauffé à 100 millions de degrés -- c'est une température bien plus élevée que le cœur d'une étoile.

La crise climatique n’attend pas et certains pays comme la France misent notamment sur le nucléaire pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Mais la complexité et la lenteur de mise en œuvre des projets de nouveaux réacteurs ne sont-ils pas un obstacle pour atteindre rapidement leurs objectifs climatiques ?

Concernant le changement climatique, tous les experts s’accordent à dire qu’il y a urgence à intervenir. Le dernier rapport du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) publié en 2023 constate que le réchauffement au niveau mondial a déjà atteint 1,2 °C par rapport à l’ère préindustrielle. Nous devons prendre des mesures immédiates pour contenir ce réchauffement sous la barre des 2 °C à l’horizon 2100, afin de préserver nos conditions de vie sur Terre.

Six nouveaux réacteurs nucléaires en France : suffisant pour le climat ?

La France a choisi de miser sur le nucléaire pour décarboner sa production électrique et atteindre ainsi ses objectifs climatiques. D’ailleurs, le mix électrique français est déjà dominé par l’atome, mais face à l’électrification massive des usages qui va naturellement entraîner une hausse de la demande, la construction de six nouveaux réacteurs de type EPR2 est prévue. Par la suite, la possibilité de construire huit nouveaux réacteurs sera étudiée.

Mais avons-nous le temps de construire ces nouveaux EPR ? Ne sera-t-il pas trop tard pour le climat lorsqu’ils entreront en service ? Récemment, le PDG du constructeur de réacteurs à l’uranium non enrichi, AtkinsRéalis, a déclaré au Financial Times que « nous devenons tous trop optimistes » en ce qui concerne les chantiers de réacteurs nucléaires. Selon lui, il faudrait « ralentir un peu, passer plus de temps sur la phase de planification ».

Ralentir sur le calendrier des EPR, n’est-ce pas risqué pour le climat ?

Mais avons-nous le temps de ralentir ? En France, les six nouveaux réacteurs, prévus pour être installés sur des sites existants, n’entreront pas en service avant 2035 pour la première paire et 2042 pour la troisième paire, si tout se passe comme prévu. Or, on l’a déjà vu avec le chantier de Flamanville : quand on parle d’EPR, il peut toujours y avoir des surprises et des retards.

Or, compte tenu de l’urgence climatique, on peut se demander si l’atome constitue un bon outil. En réalité, les six prochains EPR ne seront qu’une des clefs permettant de répondre aux enjeux environnementaux. Et ce ne sera pas la seule. La France compte déjà un parc nucléaire de 56 réacteurs dont il est question de prolonger la durée de vie jusqu’à 80 ans pour certains. Parallèlement, les énergies renouvelables vont progresser pour permettre de produire une électricité décarbonée, dans un temps plus rapide que les nouveaux réacteurs. Ainsi, la construction de nouveaux réacteurs, au rythme actuel, ne permettrait pas de répondre à elle seule aux objectifs environnementaux de la France. C’est la raison pour laquelle elle est accompagnée d’autres solutions comme la prolongation du parc nucléaire existant et les énergies renouvelables telles que l’hydroélectricité, le stockage, le solaire photovoltaïque, l’éolien et la biomasse.

Allier le nucléaire aux énergies renouvelables pour atteindre les objectifs climatiques

Même si la construction de grands barrages hydroélectriques parait compliquée sur le territoire, il n’en va pas de même pour les autres énergies renouvelables. Ainsi, les panneaux solaires fleurissent un peu partout sur les toitures, que ce soit chez les particuliers, mais également sur les grands bâtiments. Une loi a même prévu une obligation pour doter les grands parkings d’ombrières photovoltaïques. Les projets d’éolien sur terre et en mer se multiplient aussi et le législateur a assoupli les règles pour accélérer l’aboutissement de ces projets.

Pour autant, l’affirmation précitée du PDG d’AtkinsRéalis invitant à prendre davantage de temps sur la phase de conception des projets de réacteurs n’est pas dénuée de bon sens. Prendre le temps d’approfondir l’étude des projets permettrait peut-être de mieux les chiffrer, que ce soit en termes de coût et de délai, voire de choix technologique, évitant ainsi les déconvenues ultérieures. Pour prendre un exemple récent à ce sujet, le montant des six prochains EPR a déjà explosé. Initialement évalué à 51,7 milliards d’euros, il est passé à 67,4 milliards d’euros. Une augmentation qui s’expliquerait par l’allongement des délais d’élaboration des plans génériques du réacteur.

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Jusqu’ici farouchement opposé au nucléaire, le Luxembourg est-il en train de retourner sa veste ? Sans aller jusqu’à vouloir construire une centrale nucléaire sur son sol, le pays de 645 000 habitants a annoncé, par le biais de son premier ministre, être ouvert à la technologie.

En marge du sommet européen sur le nucléaire, qui s’est tenu la semaine dernière à Bruxelles, le Premier Ministre du Luxembourg, Luc Frieden, a eu des mots pour le moins surprenants concernant le nucléaire. Celui-ci a, en effet, déclaré que le gouvernement luxembourgeois était ouvert à la technologie nucléaire. Il a ajouté que le Luxembourg ne souhaitait pas dire aux autres pays comment abandonner l’énergie fossile, sous-entendant que le nucléaire était une solution comme une autre. Si celui-ci a également rappelé qu’il n’y aurait pas de centrale nucléaire dans le pays, cette déclaration tranche avec la traditionnelle position anti-nucléaire du Luxembourg. L’année dernière encore, Xavier Bettel, alors Premier Ministre, tenait un discours opposé au nucléaire en affirmant que cette technologie n’était ni sûre, ni rapide, ni bon marché et n’était pas respectueuse du climat.

Un changement surprenant pour un pays historiquement opposé au nucléaire

L’opposition du Luxembourg contre le nucléaire ne date pas d’hier, mais fait suite à un projet de centrale qui aurait dû être mise en service dans la ville de Remerschen en 1981. À l’époque, le projet de construction d’une centrale de 1 300 MWe avait failli voir le jour. Cependant, dès le début du projet, en 1973, la société civile luxembourgeoise avait commencé à former une résistance contre cette centrale. Si cette opposition massive a abouti à l’abandon du projet en 1979, elle ne s’est pas arrêtée aux frontières du pays, et a duré jusqu’au milieu des années 1990 contre le projet voisin de la centrale française de Cattenom. Depuis lors, le gouvernement luxembourgeois a non seulement abandonné l’idée de construire une centrale nucléaire, mais a demandé à de nombreuses reprises la fermeture de la centrale française de Cattenom (5 200 MWe) ainsi que des centrales belges de Tihange (2 000 MWe) et de Doel (1 928 MWe).

À ce jour, le pays est largement importateur d’électricité, puisqu’il en consomme environ 6,7 TWh par an (2022), mais n’en produit que 2,2 TWh (2022), dont la majorité provient de l’hydroélectricité. La consommation électrique moyenne par habitant est presque deux fois plus élevée au Luxembourg qu’en France (12 135 MWh/an/habitant au Luxembourg contre 6 908 MWh/an/habitant en France).

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L’émergence de nouveaux projets dans l’énergie nucléaire en Europe est freinée par le refus de la Banque européenne d’investissement (BEI) de soutenir financièrement la filière. Une posture qui pourrait toutefois évoluer à l’avenir, à la faveur du changement de sa présidence.

L’Union européenne (UE) se divise en deux camps, s’agissant de la transition énergétique : les pro-nucléaires, dont la France fait partie, qui placent l’atome au cœur de leur stratégie de décarbonation. Et les anti-nucléaires, au premier rang desquels se trouve l’Allemagne, qui considèrent que le nucléaire est dangereux et ne doit pas être développé, à l’inverse des énergies renouvelables. La scène européenne oppose souvent les deux camps, chacun étant déterminé à défendre ses principes.

L’Alliance du nucléaire gagne du terrain sur la scène européenne

Ces derniers temps, les pronucléaires gagnent du terrain. Réunis à l’initiative de la France, 16 États se sont regroupés en « Alliance du nucléaire » pour faire entendre leur voix. En juillet 2023, ils ont appelé la Commission européenne à soutenir davantage l’atome, en le plaçant sur un pied d’égalité avec les énergies renouvelables. Le 4 mars 2024, à l’occasion d’une nouvelle réunion, l’alliance a demandé que le nucléaire puisse bénéficier de l’ensemble des financements européens, sans discrimination, à savoir le soutien de la BEI, le fonds innovation, etc.

Le financement des projets nucléaires par la BEI est possible, sur le papier en tout cas. Mais en pratique, la banque européenne traîne des pieds. Selon le ministre de l’Économie Bruno Le Maire, les investissements de la BEI sont en chute libre depuis le début des années 2000 : « la Banque européenne d’investissement a financé jusqu’à 7 milliards d’euros d’investissements sur le nucléaire. Après 2000, ça a été à peine un milliard ». Pour comparer, la BEI a accordé plus de 10 milliards d’euros dans les énergies renouvelables, rien que pour l’année 2021.

Une lueur d’espoir pour les investissements de la BEI en faveur du nucléaire

Mais les choses pourraient se débloquer à l’avenir. En effet, début 2024, la présidence de la BEI a changé, passant de l’Allemand Werner Hoyer, opposé à l’atome, à l’Espagnole Nadia Calvino. Cette dernière semble plus encline à soutenir le nucléaire. En outre, lors du dernier sommet sur l’énergie nucléaire qui s’est tenu le 21 mars, la présidente de la Commission européenne Ursula von der Leyen a apporté son soutien au nucléaire en affirmant qu’il fallait « garantir de nouveaux investissements » dans le secteur. Le vent pourrait donc être en train de tourner sur la scène européenne en faveur de l’atome. Et les projets de petits réacteurs modulaires (SMR) pourraient en être les premiers bénéficiaires.

Pour les porteurs de projets, obtenir un prêt de la part de la BEI permet d’obtenir des conditions de financement avantageuses à hauteur de 50 % maximum du coût du projet. Mais ce soutien est également un signal favorable adressé à d’autres investisseurs.

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La facture d’EDF pour la construction des six nouveaux réacteurs EPR prévus d’ici à 2035 est déjà de 30 % supérieure à son budget initial. Pour financer la relance nucléaire, le gouvernement envisage d’utiliser une partie de l’épargne des Français déposée sur le Livret A et le Livret de Développement Durable et Solidaire (LDDS).

Explosion du budget prévisionnel des nouveaux EPR

Le revirement d’Emmanuel Macron en faveur de la filière nucléaire en 2022 a marqué un tournant dans la politique énergétique de la France. Après une période de cinq ans caractérisée par un ralentissement de cette filière, le président a annoncé en grande pompe la construction de six nouveaux réacteurs nucléaires EPR2. Une bonne nouvelle pour EDF, mais celle-ci se heurte à une problématique de taille : le financement de la relance nucléaire. À 100% propriété de l’État, cette dernière, en charge de la construction de ces nouvelles petites centrales, a indiqué que son budget prévisionnel de 2021 était passé de 51,7 milliards à 67,4 milliards d’euros en mars 2024.

Des dépassements budgétaires qui s’expliquent principalement par la hausse des coûts de construction, des études d’ingénierie, ou encore les frais de maîtrise d’ouvrage. Le cas de la petite centrale de Flamanville, projet pilote de la relance nucléaire française, qui doit être raccordé au réseau national dès cet été 2024, est symptomatique des défis de la filière nucléaire : initialement prévu pour 3,3 milliards d’euros, son coût a quadruplé, atteignant désormais 13,2 milliards d’euros, pour un retard de 12 ans dans son développement.

L’épargne des Français pourrait financer un tiers du programme

L’État français ne se trouve actuellement pas en capacité de financer les nouveaux EPR. Celui-ci ayant enregistré un déficit budgétaire record en 2023 (5,5 % de son PIB), le gouvernement songe à utiliser l’épargne des Français pour aider à financer les nouveaux EPR. Il faut dire qu’avec un encours cumulé de 571,5 milliards d’euros fin février 2024 pour le Livret A et le Livret de Développement Durable et Solidaire (LDDS) représentent une manne financière conséquente. Éric Lombard, à la tête de la Caisse des Dépôts et Consignations (CDC), considère cette option comme « logique », étant donné l’importance de ces investissements pour la souveraineté énergétique et la décarbonation de la France. La seule réserve émise par le directeur de la CDC est, selon ce dernier, de s’assurer que les investissements dans le nucléaire n’entravent pas d’autres priorités nationales, 59,5 % des montants gérés par la CDC étant alloués au financement des logements sociaux (le reste est géré par les banques et est essentiellement destiné aux PME).

Si d’un côté, cette stratégie pourrait accélérer la transition énergétique française, de l’autre, elle demande une transparence absolue et une gestion rigoureuse des fonds investis. « Si on finance par exemple un tiers du programme nucléaire, cela représentera quelques milliards d’euros par an… c’est quelque chose qui est tout à fait absorbable par l’épargne des Français », affirme Éric Lombard, mettant en avant la capacité d’absorption de l’épargne nationale.

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La facture d’EDF pour la construction des six nouveaux réacteurs EPR a largement dépassé le budget prévisionnel. Le producteur d’électricité français pointe du doigt la hausse des coûts de développement et de construction du projet.

Le budget prévisionnel des nouveaux EPR français en hausse de 30 %

Le projet de construction des six nouveaux réacteurs EPR2, piloté par EDF, affiche désormais un budget prévisionnel qui donne le vertige : 67,4 milliards d’euros, un chiffre qui dépasse largement le budget de 51,7 milliards initialement annoncés en 2021. Cette escalade des coûts, selon les informations de nos confrères des Echos, serait essentiellement due aux études d’ingénierie – qui se sont avérées plus complexes que prévu – ainsi qu’à la hausse des coûts de construction (équipements et mise en service) des nouveaux réacteurs EPR.

Comme le rappelle en effet EDF, le budget de 2021 ne prenait pas en compte les frais liés à la maîtrise de l’ouvrage. Le gouvernement doit encore finaliser le plan de financement des nouveaux EPR, plan qui permettra de déterminer le prix du mégawattheure qui sera produit par les nouveaux réacteurs EPR. Leur mise en service est prévue d’ici à 2025.

Les projets internationaux d’EDF ne sont pas épargnés

Les dépassements budgétaires d’EDF ne s’arrêtent pas aux frontières françaises. Les projets d’EPR d’EDF à l’étranger, comme ceux en cours au Royaume-Uni, ont également subi des hausses considérables de leurs coûts initiaux. Par exemple, la construction de l’EPR de Hinkley Point C outre-Manche a vu son estimation grimper, passant de 25-26 milliards à 31-35 milliards de livres.  La filière nucléaire française, après 5 ans de mise à l’arrêt, peine à répondre aux nouveaux objectifs fixés par le gouvernement depuis sa relance, initiée en 2022 par Emmanuel Macron. Manque de personnel qualifié, échéances restreintes… les dépassements budgétaires mettent en lumière les défis auxquels est confronté le secteur nucléaire français.

Pour redresser la barre, EDF mise sur l’optimisation de ses processus et sur la renégociation de certains contrats clés, dans le but de limiter l’impact financier de ces dépassements. L’issue de ces négociations sera déterminante, non seulement pour la trajectoire énergétique du pays, mais aussi pour le porte-monnaie des Français.

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