L’annonce par Nicolas Hulot d’un report de la mise en oeuvre de la loi de transition énergétique sur la part du nucléaire dans l’électricité a fait couler beaucoup d’encre. Mais la clarté n’était pas toujours au rendez-vous. Explications.

Le charbon et le nucléaire

Lorsque Nicolas Hulot a déclaré qu’on ne pouvait pas simultanément arrêter le charbon et des centrales nucléaires, de quoi parlait-il exactement ? Nombre de commentateurs, dont Pascal Canfin sur France Inter, ont fait semblant de ne pas avoir compris qu’il ne parlait que de la période 2018/2022. Et non d’un principe général sans calendrier. Or, si Nicolas Hulot a lancé cette affirmation, c’est simplement que son ministère a lu correctement l’alerte lancée par RTE (Réseau et transport d’électricité, qui gère le réseau haute tension et le « dispatching » national) dans son bilan prévisionnel 2017.

Dans ce document, RTE fait état des résultats de nombreuses simulations du système électrique et de son équilibre production/consommation pour les 5 prochaines années. Les simulations prennent en compte différentes trajectoires économiques et techniques pour le parc de production et les échanges extérieurs, confrontées à des scénarios climatiques. Au total, pour chaque heure de l’année (le pas de temps de calcul des simulations) 50 000 situations différentes sont simulées. Puis regroupées en 50 variantes structurantes.

Or, le résultat pour 2018/2020, est sans appel : «La fermeture de moyens de production supplémentaires (charbon ou nucléaire) n’est donc pas possible à très courte échéance sans dégrader la sécurité d’approvisionnement.» Pour la période 2020/2022, le résultat est un peu différent : «Les fermetures de l’ensemble des centrales à charbon et des quatre réacteurs nucléaires ne peuvent être combinées sans dégrader la sécurité d’approvisionnement ; un choix doit donc être fait.» Une conclusion technique illustrée par le schéma ci-dessous :

Aucun gouvernement ne peut prendre un tel risque, le prix à payer pour un black-out serait bien trop élevé… tant au plan économique qu’au plan politique s’il en est jugé responsable.

Une vulnérabilité accrue

Est-ce que RTE exagère le risque ? Cette filiale d’EDF est censée travailler indépendamment des intérêts de sa maison mère au service de l’Etat, en particulier pour lui fournir les analyses sur les risques d’un approvisionnement en électricité insuffisant et donc de black-out total comme en 1978. Et ses alertes sont sérieuses. Ainsi, les difficultés de l’hiver dernier avaient été anticipées dès 2015, dans le bilan prévisionnel de RTE qui soulignait qu’entre 2013 et 2016 près de 9000 MW de centrales à charbon et fioul ont été fermées. Autrement dit, des moyens de production dits « pilotables » et non dépendants de la météo et de l’heure de la journée comme les éoliennes et les panneaux solaires. Le système électrique français est donc depuis beaucoup plus vulnérable à une pointe de consommation hivernale, surtout lorsque le vent faiblit et que le Soleil se couche.

Or, depuis cette alerte de l’hiver 2016/2017, la situation ne s’est pas améliorée. Le parc nucléaire a vu sa disponibilité diminuer fortement, en raison de décisions d’arrêts temporaires de réacteurs prises par l’Autorité de sûreté nucléaire. La centrale du Tricastin, par exemple, est à l’arrêt probablement jusqu’à la fin novembre, car l’ASN a jugé qu’il ne fallait prendre aucun risque avec la digue qui la protège du canal Donzère/Mondragon. Durant le chantier de renforcement de cette digue, les quatre réacteurs sont donc à l’arrêt. Comme d’autres sont également en arrêt pour des travaux planifiés de rechargement du combustible, ou de décisions de l’ASN, la production nucléaire est faible en cette fin d’automne. Trop faible.

C’est ainsi que, en ce début de novembre, la France importe de grandes quantités d’électricité (8000 MW à 19 h le 9 novembre) – qu’elle pourrait produire en partie avec ses centrales à fioul (6 600 MW au maximum), en émettant CO2 et pollution aux particules fines… – comme le montre le graphique ci-dessus pour la journée du jeudi 9 novembre dernier. Une relative pénurie qui met tout le système européen en tension, avec des prix sur le marché spot qui grimpent ce jour et cette heure-là à près de 200 € le MWh en France ou 330 € en Belgique, 150 € en Italie, près de 100 € en Grande Bretagne.

Une situation qui signifie que RTE serait plutôt en train de sous-estimer le risque de défaillance du système pour les cinq années à venir si la situation du parc nucléaire n’est pas très rapidement améliorée. A plus long terme, il est évident que si l’on choisit de prolonger au delà de 40 ans la durée d’exploitation des centrales, il faudra tenir compte des travaux qui seront exigés par l’Autorité de sûreté nucléaire et qui conduiront à des arrêts nettement plus long, de l’ordre d’un an, et donc un hiver entier sans production pour chaque réacteur en cause.

La conclusion est donc simple : si l’on veut sortir du charbon, le combustible le plus émetteur de CO2, fermer des réacteurs nucléaires d’ici 2022 est impossible sans prendre de grands risques. Et seul le switch démarrage de l’EPR de Flamanville/fermeture de Fessenheim est envisageable.

2022/2025 : un choix possible

Pour la période suivante, 2022/2025, l’analyse de RTE est différente, puisqu’il est possible d’agir sur le parc de production. Mais le choix possible, soulignent les simulations, n’est pas entre ENR (éolien et solaire) ou nucléaire. Certes, les puissances installées en éolien et solaire vont continuer d’augmenter, boostées par les subventions. Mais ces moyens de production intermittents par nature ne peuvent apporter la garantie demandée à la production d’électricité. Aussi, RTE indique dans son bilan que si l’on maintenait l’objectif de diminuer de 75% à 50% la part du nucléaire dans la production électrique, il faudrait d’une part renoncer à stopper les centrales à charbon (3000 MW), mais en outre construire 11 000 MW de centrales à gaz, soit un doublement du parc à gaz actuel. Une telle stratégie aboutirait fatalement à augmenter les émissions de CO2 du système électrique ainsi qu’à élever fortement le prix de l’électricité. Pas certain qu’un gouvernement, quel qu’il soit, voit sa popularité s’améliorer avec un tel choix.

Le bilan prévisionnel de RTE regarde plus loin, vers la période 2025/2035. Pourquoi ? Parce que la durée nécessaire à la réalisation d’investissements de production ou de transport fait que le système électrique de 2035 va dépendre des décisions prises aujourd’hui, et dans les cinq ans qui viennent. Ainsi, il faut en moyenne dix ans pour réaliser une interconnexion avec l’étranger. Ou 7 ans pour un champ d’éoliennes de 2700 MW, 4 ans pour installer 4800 MW de solaire ou 5 ans pour 800 MW de gaz. Aussi, RTE a t-il étudié divers scénarios pour cette échéance. Ce sera l’objet d’une autre note.