Fermeture ou prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires : quelles conséquences économiques et environnementales ?

par Ernest MUND
Directeur de recherches honoraire du FNRS,
Professeur extraordinaire émérite UCL.

1/ Introduction

A la façon dont vont les choses il paraît de plus en plus certain que la Belgique mettra la clé sous le paillasson de son parc de centrales nucléaires en 2025, conformément à la décision de la loi Deleuze votée en 2003. Cet abandon très néfaste est la conséquence du manque de discernement de la part des Autorités politiques au pouvoir face à l’hostilité irréductible du mouvement écologiste à l’égard du nucléaire.

Que cet abandon soit très néfaste est argumenté avec énormément de détails dans un rapport récent de l’IEA (Agence Internationale de l’Energie) dont plusieurs éléments chiffrés sont utilisés dans cette note [1]. Ce rapport analyse avec grande acuité le déclin du nucléaire en service, conçu au cours des années 70. A cette époque le système électrique était centralisé avec une intégration verticale de ses différentes composantes et le prix de l’électricité était le reflet des coûts, indépendamment de toute considération relative à une logique de marché. La taille des installations visait à la réduction des coûts par effet d’échelle. Ce nucléaire (de Génération-II et -III) est devenu totalement inadapté au système décentralisé actuel, alimenté pour une part rapidement croissante en sources d’énergie renouvelable intermittentes (EnRI, éolien et solaire) avec un prix de l’électricité relevant d’un marché, institué dans le courant des années 90.

Or, le nucléaire dispose de nombreux atouts qui en font un élément indispensable du système électrique mis en place aujourd’hui sous le nom Transition Energétique :
1/ sa trace carbone est quasi nulle,
2/ il est ‘pilotable’.

La puissance délivrée au réseau peut être réglée à la demande pour assurer la continuité de la fourniture d’électricité ce dont les EnRI sont incapables, elles dont la production fluctue de manière aléatoire au gré des conditions météorologiques. Les unités nucléaires de grande taille sont difficilement pilotables quoique la chose ait été rendue possible dans certaines installations du parc français. Comme par ailleurs, dans un contexte de croissance rapide de la part de production des EnRI, le prix de revient de l’électricité [1] de ces unités nucléaires est devenu supérieur aux prix du marché, un certain nombre d’entre elles ont été mises à l’arrêt en différents endroits du monde (dont les USA), pour perte de rentabilité. Des unités nucléaires de plus petite taille – les SMR (‘Small Modular Reactors’) – mieux adaptées aux conditions du marché seront probablement disponibles endéans les dix années à venir. En attendant ce nucléaire mieux adapté au paradigme électrique actuel, le rapport IEA considère qu’il faut réaliser, là où la chose est possible, la prolongation de la durée de vie (appelée ‘grand carénage’, dans la terminologie française) de centrales ayant atteint 40 années d’exploitation. La logique du raisonnement est la suivante :

  • Au plan technique rien ne s’oppose à une prolongation de la durée de vie jusqu’à 60 ans (voire même 80 ans), cette prolongation ayant déjà été octroyée à la plupart des centrales aux USA,
  • Financièrement, la partie essentielle du coût de l’installation est amortie,
  • Le coût du grand carénage au kWe installé est nettement inférieur à celui du nucléaire neuf,
  • Le nucléaire à durée de vie prolongée est pilotable, avec émissions de COtrès réduites et un LCOE (Levelized Cost Of Electricity ou coût annualisé de l’électricité) très inférieur à celui des autres modes de production.

Le but de cette note est d’évaluer les ordres de grandeur des conséquences financières et environnementales de la politique d’abandon du nucléaire pour la Belgique.

Une première section est consacrée au système électrique – production, importation et demande – en 2018. Elle est suivie de l’examen de trois scénarios – prolongation de la durée de vie de tout le parc, d’une partie du parc, fermeture de tout le parc – avec évaluation chiffrée des conséquences. La note s’achève sur une conclusion.

2/ Le système électrique belge en 2018

Les données numériques apparaissant dans cette section sont empruntées au site de la FEBEG [2], [3].

La puissance électrique installée en Belgique est en constante évolution du fait de la mise en place quasi continue d’éoliennes et de panneaux solaires. Fin 2018, elle était de 23.29 GW dont 31.7% d’énergie fossile (essentiellement du gaz), 25.4% de nucléaire et 32% d’EnRI (éolien et solaire). Les détails à ce sujet sont fournis au tableau 1. Apparaissent également dans ce tableau la production d’électricité (en TWh) et les facteurs de charge (c-à-d. la proportion en nombre d’heures quotidiennes par 24 heures d’horloge) de chacun des modes de production.

L’année 2018 n’est pas vraiment représentative de la situation habituelle du fait de la mise à l’arrêt de plusieurs unités nucléaires pour des raisons d’entretien mais aussi de défaillances dans les parties non-nucléaires de ces installations. C’est ce qui explique d’une part un facteur de charge anormalement bas pour la production nucléaire (0.52 au lieu des 0.80 habituels) et d’autre part des importations d’électricité plus importantes (20%) que celles en temps normaux (de l’ordre de 10% ou moins) comme on peut le voir au tableau 2 qui fournit les chiffres essentiels (production, importation et consommation) des années 2010.

On remarquera aussi la très faible performance des EnRI caractérisées par un facteur de charge global de 0.16. En ce qui les concerne, 32% de la puissance installée fournit 15% de l’électricité produite.

Tableau 1 – Puissance électrique installée (PI) en Belgique, répartition selon les modes, énergie produite en 2018 et facteurs de charge.


Tableau 2 – Production d’électricité (PE), importation (PI) et consommation (CE) en   Belgique pour la période (2010-2018).

Du côté émissions de COliées à la production d’électricité, les chiffres relatifs à l’exercice 2018 sont rassemblés au tableau 3. On retiendra que pour une production domestique d’électricité de 69.21 TWh, les rejets de COs’élèvent à 13.919 MT, soit 0.2011 MT/TWh.


Tableau 3 – Emissions de CO2  liées à la production d’électricité (2018).

 Les émissions de CO2  (en kilotonnes par terawattheure)  pour les différents modes de production sont celles adoptées par le GIEC (voir [4])

 

3/ Trois scénarios pour la production d’électricité post-2025

3.1 :   Hypothèses de calcul

Selon le Bureau Fédéral du Plan la demande d’électricité s’élèvera en 2035 aux alentours de 100 TWh comme le montre la figure 1.

 

Figure 1  -Evolution de la demande d’électricité en Belgique [3].

 

Comment satisfaire cette demande avec une production purement locale, c’est-à-dire sans importation d’électricité autre que celle due au nécessaire équilibre instantané entre l’offre et la demande pour le maintien de la stabilité du réseau ?

Envisageons trois scénarios qui ont en commun le fait que le parc des installations EnRI à cette date est identique à celui qui est installé aujourd’hui. L’hypothèse est parfaitement irréaliste car la caractéristique de la production en EnRI est de croître de manière quasi continue. Mais cette hypothèse conduit à une évaluation simple de coûts induits par la sortie du nucléaire. Le but visé est moins la précision que la détermination d’ordres de grandeur dans une approche non totalement dénuée de réalisme.

Comme cela a été dit plus haut, le facteur de charge de la production nucléaire a été particulièrement faible en 2018. Supposons qu’après travaux de carénage, ce facteur revienne à la valeur plus normale de 0.78, atteinte en 2012. En ce qui concerne les EnRI, il n’y a pas lieu de modifier les facteurs de charge correspondants. Cette production ayant priorité d’accès au réseau de transport et distribution, les valeurs historiques de ces facteurs reflètent beaucoup plus les conditions physiques locales que des contraintes de nature technologique ou économique. Enfin, concernant le gaz c’est sur ce dernier que l’on reportera l’excédent de la demande par rapport aux autres modes de fourniture d’électricité.

La figure 2 empruntée au rapport IEA fournit les valeurs du coût de production de l’électricité exprimés en US$/MWh pour le continent européen. On gardera en mémoire que l’estimation de ces coûts est faite en 2017 et que rien ne garantit une permanence de la fraction variable de ces coûts.

Seuls les coûts du nucléaire avec prolongation de la durée de vie (lifetime extension) et du gaz en cycle combiné nous intéressent ici, le but étant de comparer les alternatives ‘nucléaire prolongé’ ou ‘passage au gaz’. Il convient de préciser qu’en ce qui concerne l’extension de durée de vie du nucléaire, le coût en capital du carénage est estimé par l’IEA, à environ 1100 US$/kWe et que ce chiffre est légèrement supérieur au coût d’investissement de l’installation CCGT la plus moderne (environ 980 US$/kWe). Ces coûts sont intégrés aux LCOE respectifs avec un taux d’actualisation de 8%. La différence entre les deux LCOE est le coût du combustible très supérieur dans le cas du gaz à celui du nucléaire.

 

Figure 2 – LCOE de l’électricité pour différents modes de production (en US$/MWh) [1]

 

3.2 :   Scénario 1 : Prolongation pour 20 ans de la durée de vie du parc nucléaire   

Comme il est dit plus haut, la puissance installée est 23289 MW et le parc de production est essentiellement le même que celui existant en 2018 toutes les centrales ayant subi l’opération du carénage pour 20 ans. Compte tenu d’un facteur de charge plus élevé, la production nucléaire est plus importante (40.42 TWh) que celle de 2018 (26.99 TWh). Il en va de même de la production à partir de gaz qui fait l’appoint aux 100 TWh (voir tableau 4). Les autres modes ont une production inchangée.

 Tableau 4 –Scénario 1 : Puissance installée, production électrique et facteurs de charge (2035)

3.3 :   Scénario 2 : Mise à l’arrêt de Doel-3 et Tihange-2 ; prolongation des cinq autres CN  

La puissance installée dans le scénario 2 reste la même que celle du scénario de base à savoir 23289 MWe. Toutefois des pressions politiques diverses conduisent à la mise à l’arrêt définitif des centrales Doel-3 et Tihange-2 pour cause de présence d’inclusions dans les cuves. Un peu moins de 2 GW de puissance nucléaire sont ipso facto transférés vers le gaz dont le facteur de charge monte un peu plus pour assurer la production des 100 TWh, comme on l’aperçoit au tableau 5.

Tableau 5 –Scénario 2 : Puissance installée, production électrique et facteurs de charge (2035)

3.4 :   Scénario 3 – Mise à l’arrêt du parc nucléaire complet et recours au gaz. 

Enfin, le scénario 3 est celui de la mise à l’arrêt définitif de toutes les unités du parc nucléaire. Pour maintenir la puissance totale installée à sa valeur de référence, 5915.4 MWe de production nouvelle à partir de gaz entrent en jeu. Le facteur de charge qui en résulte est réaliste, mais la marge de réserve est évidemment beaucoup plus réduite en cas de nécessité.

Tableau 6 –Scénario 3 : Puissance installée, production électrique et facteurs de charge (2035)

3.5 : Evaluation des coûts financiers et environnementaux associés à ces trois scénarios.

En adoptant les valeurs du LCOE fournies par la figure 2 pour le ‘nuclear lifetime extension’ et le ‘Gas CCGT’, on peut à présent évaluer le coût annuel de la demande d’électricité à partir de sources pilotables dans chacun des trois scénarios. Les résultats sont fournis au tableau 7.   

Si on adopte comme référence le scénario 1 dans lequel on effectue les travaux du carénage pour tout le parc nucléaire, le coût annuel de la fourniture d’électricité pilotable s’élève à 6.84 milliards de US$ (100%).

Le scénario 2 (fermeture de Doel-3 et Tihange-2) implique un surcoût de 1.02 milliards de US$ (115% du montant de référence) et le scénario 3, un surcoût de 3.03 milliards de US$ (144% du montant de référence).

Tableau 7 –Coûts de la production pilotable annuelle d’électricité (en G$) associés aux trois scénarios

Les coûts COassocié aux différents modes de production d’électricité sont fournis au tableau 3. Ces valeurs permettent de calculer les conséquences environnementales associées à chacun des scénarios étudiés (voir tableau 8). La conséquence la plus frappante ici est celle qui multiplie par environ un facteur 2 les rejets de CO2  dans l’option de fermeture de tout le parc nucléaire plutôt que la prolongation de durée de vie du parc existant.

Tableau 8 –Coûts en émissions de COassociés aux trois scénarios

4/ Conclusion

Les évaluations de coûts effectuées ci-dessus illustrent parfaitement la pertinence des arguments de l’IEA : dans l’attente d’un nucléaire nouveau (SMR, Génération-IV) c’est le prolongement de la durée de vie de centrales nucléaires ayant atteint 40 années de service qui est la solution la plus économique et la plus conforme aux principes de défense de l’environnement. La démonstration qui en a été faite ici n’a cependant aucune prétention de réalisme pour les diverses raisons auxquelles il a déjà été fait allusion. Il est intéressant de s’interroger, en guise de conclusion, sur le sens qu’aurait un surcroît de réalisme par rapport aux résultats correspondant aux scénarios envisagés ici.

Il semble évident que d’ici 2035 la part des EnRI dans la production d’électricité va augmenter sensiblement. D’un peu plus de 10% aujourd’hui elle pourrait parfaitement bien atteindre les 30%. Avec un objectif de 100 TWh cela représente une puissance installée supplémentaire en éoliennes et panneaux solaires de l’ordre de 14 GW, c’est-à-dire l’équivalent d’environ trois fois la puissance installée du parc nucléaire actuel. Un examen de la figure 2 montre que le LCOE des différentes installations renouvelables s’élève à 75% de la valeur de celui relatif à une turbine à gaz en cycle combiné. La facture annuelle globale d’électricité dans ce cas-ci (en supposant la fermeture du parc nucléaire) pourrait donc être un peu plus faible que celle évaluée dans le scénario 3 pour autant que le LCOE inclue les frais d’investissement relatifs aux infrastructures de réseaux que les EnRI exigent ce qui n’est pas précisé. Par ailleurs, une part accrue de production intermittente exigerait une production ‘pilotable’ supplémentaire qui viendrait compenser la différence.

Tout ceci montre que l’analyse faite plus haut n’est peut-être pas la plus réaliste mais que ses résultats sont assez crédibles.

 

 

Références

[1]   IEA, ‘Nuclear Power in a clean energy system’, Paris, May 2019.  (https://www.iea.org/publications/nuclear/)

[2] https://www.febeg.be/fr/statistiques-electricite

[3] D. Gusbin, D. Devogelaer, ‘Le paysage énergétique belge à l’horizon 2050 – Perspectives à politique inchangée’, Bureau Fédéral du Plan, octobre 2017.

[4] IPCC – Fifth Assessment Report – Annex III Technology-specific Cost and Performance Parameters(https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads/2018/02/ipcc_wg3_ar5_annex-iii.pdf)

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3 réflexions au sujet de « Fermeture ou prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires : quelles conséquences économiques et environnementales ? »

  1. Très intéressant . Bonne analyse de la situation qui devrait être partagée. Dommage que la presse soit tellement réticente , apeurée ? , en tout cas fermée à ce type d’information bien étayée pourtant ? Cette volonté des médias et des politiques de refuser ou de fermer tout débat, avec des faits et non avec des peurs, des illusions ou de l’idéologie, sur le nucléaire est consternante.

  2. Etude très intéressante mais qui demande un développement. Il serait intéressant, comme évoqué dans la conclusion, d’analyser ce qu’il en est d’une croissance des EnRI.
    A transmettre aux prochains ministres en charge de la politique énergétique au fédéral comme dans les régions. Peut-être est-ce même utile de le diffuser largement avant la constitution des prochains gouvernements.
    Merci Monsieur Mund.

  3. Merci Monsieur Mund. L’inquiétude est bien réelle parmi tous les milieux professionnels. Ajoutant aux projections de l’AIE, ELIA se prête aussi à ce que nous subissions là un choc énergétique. Ce ne sont pas certaines spéculations (académiques) quant à la contribution en 203x de réseaux méga-super-grid couplés à des EnR intermittents géo-décentrés qui devront rassurer les usagers vraiment actifs et néanmoins dépendants !

    Dans le même temps, en vrais démagogues, des idéologues s’empressent auprès de bureaucrates malléables et de leurs politiciens, tous INCONSEQUENTS. En leurs bavardages, ils jouent avec le feu. L’esprit critique et la logique restent mis là à l’encan.
    De plus, votre article nous détaille maints chiffres et scénarii largement ignorés dans l’opinion publique.
    Ah oui, l’O.P. ? [1]. Faisant fi d’infâmes technologies et leurs sciences-mères, cette fille née de la sociologie se complait facilement de l’incessant matraquage médiatique (gens subsidiés, sinon complices mentaux des précédents nommés). Suffit d’observer le contenu distordu d’une foultitude d’articles de nos gazettes et de « Vu sur ma TV » !

    Puissant phénomène de société, ce débat se lie à la « peopolisation institutionnelle », celle de divers niveaux SUPRA-nationaux ». Oui, constatons que ces tendances décisionnelles émanent d’organismes SUPRA : notamment l’ONU (via ses milieux du GIEC) et notre couple Commission-Parlement de l’U.E. vivant sous emprise. La pseudo-science y règne en maître absolu. Nombre de mesures politiques ainsi décidées au XXIe prétendent vouloir maîtriser un déclaré RCA. RCA attribuable – disent ces milieux SUPRA – au seul CO2 d’origine anthropique, mais aux faits probatoires contestés. [2]

    Envers tout contrevenant à leur docte pensée « dieu SUPRA » agit par une réprobation inquisitoire ! Qu’importe alors l’info fragmentaire et/ou de subtiles distorsions, le dieu supra l’a dit et ses dévots s’inclinent. Ainsi peut-on lire une démence sémantique, variante du catastrophisme ambiant, sous l’appellation de « collapsologie » : La collapsologie est l’étude de l’effondrement de la civilisation industrielle et de ce qui pourrait lui succéder… [3]

    De tout ceci nous devrions poser deux questions de fond :
    1) Par QUI sommes-nous réellement gouvernés ?
    2) 2) Sur QUELS fondements rationnels s’appuient les décisions stratégiques prises pour notre seul continent à 28 ?

    Parlant des conséquences induites par les courants politico-idéologiques en présence, d’innombrables études se hasardent à chiffrer l’ampleur des investissements à consentir pour espérer atteindre un bien-être futur. L’une de ces études – médiatisée – nous assénée par un « Club of Brussel » estime de nécessaires coûts pour la seule décennie belge 2020-30 se monteront à 3.360 milliards d’euros sur la seule composante climatique [4].
    De quelles méthodologies usent-on là, avec quel taux de certitude atteinte ensuite ? Y fait-on peut-être mention d’un quelconque « Cost-Benefit Analysis »  sur les meilleures voies recommandables ?
    Rions jaune ! (Ces propos médités sous une météo ensoleillée à 31°C, encore ce vilain) !

    [1] https://www.larousse.fr/encyclopedie/divers/lopinion_publique/75042
    [2] Dois-je rappeler ici que 31.000 signataires, scientifiques, s’opposent à ces vues obscurantistes ?
    https://www.wikiberal.org/wiki/Liste_de_scientifiques_sceptiques_sur_le_r%C3%A9chauffement_climatique
    Sert-il encore de citer : l’Oregon Petition, la Heidelberg Declaration, la Leipzig Declaration, la Manhattan Declaration ? Sont-elles donc toutes issues de scientifiques illuminés, ces renégats de la bien-pensance ?
    [3] https://fr.wikipedia.org/wiki/Collapsologie
    [4] Article du journal L’ECHO, 29/06/2019

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