Les hypothèses de RTE pour accélérer l’électrification du système
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© Jean-marc RICHARD
RTE a actualisé ses scénarios de transition énergétique à 2035 pour intégrer le nouveau contexte mondial. La France devra pousser tous les curseurs : maîtrise de la demande, énergies renouvelables et nucléaire, sans oublier la flexibilité.
Il va falloir aller plus vite et atteindre dès 2035 ce qui était prévu pour 2040. C’est ce qu’il ressort de l’actualisation des scénarios « Futurs énergétiques 2050 » du gestionnaire de réseau de l’électricité RTE pour prendre en compte les nouveaux « paramètres internationaux » : impact de la guerre en Ukraine sur le secteur de l’énergie, hausse des ambitions françaises et européennes sur le climat, volonté de réindustrialiser et relocaliser certaines activités en France…
Les scénarios présentés dessinent plusieurs futurs possibles : une évolution accélérée du mix électrique qui permet d’atteindre les objectifs de neutralité carbone (scénario souhaitable) ; un retard probable de la transition et/ou de l’électrification des usages ; un contexte international tendu qui compromet la transition énergétique telle que la France l’envisage.
Ces nouveaux scénarios nécessiteront des « investissements massifs », trois fois supérieurs à ceux de la décennie 2010, estime RTE. Mais cela devrait se traduire par une forte réduction de la facture énergétique de la France, et donc du déficit de la balance commerciale, met en exergue Xavier Piechaczyk, le président du directoire. Cette transition pose également un véritable défi sur le plan industriel et technique.
Une transition contrariée ?
Le scénario « mondialisation contrariée » étudie l’hypothèse d’un contexte actuel qui se prolonge : prix élevés des énergies fossiles, tensions commerciales croissantes, chaînes d’approvisionnement difficiles… Ce qui induirait une hausse du coût de la transition (composants, financement…), une consommation atone et une électrification des usages plus faible. RTE a identifié des leviers, à moyen terme, pour atteindre les objectifs de neutralité carbone malgré tout. Parmi eux, une relocalisation de la chaîne de valeur, qui conduirait à un surcroît d’investissements et de consommation électrique, des économies de matières ou encore une sobriété renforcée.
Activer dès maintenant et simultanément tous les leviers
Le scénario du « futur souhaitable » conduit à une électrification renforcée et accélérée des usages et donc à une consommation à la hausse, estimée à 615 térawattheures (TWh), contre 400 TWh aujourd’hui. Les autres scénarios misent aussi sur une consommation à la hausse, dans une fourchette moindre, comprise entre 525 et 600 TWh.
La France a les moyens d’atteindre ces objectifs, en actionnant quatre leviers : l’efficacité énergétique, la sobriété, le développement des énergies renouvelables et le nucléaire, estime RTE. Mais il faudra les activer « simultanément et immédiatement de manière très ambitieuse », insiste Xavier Piechaczyk.
Les mesures d’efficacité énergétique devront dégager une économie de 100 TWh. Cela passe par la poursuite de l’amélioration de la performance énergétique des équipements électriques, qui ont déjà permis des gains importants, et une augmentation du volume des rénovations performantes (380 000 par an dans le résidentiel et 8 millions de mètres carrés par an dans le tertiaire). Les mesures de sobriété, telles que celles engagées l’hiver dernier, doivent permettre d’atteindre une économie supplémentaire de 25 TWh.“ Freiner sur l’éolien terrestre nécessiterait de trouver 20 TWh de sobriété supplémentaire ”Xavier Piechaczyk, RTEEn parallèle, la production électrique devra fortement augmenter. Le déploiement des énergies renouvelables électriques devra être massifier, pour viser un minimum de production de 270 TWh et atteindre si possible 320 TWh (contre 120 TWh aujourd’hui). Ce qui signifie installer quatre fois plus de photovoltaïque, d’éolien terrestre et offshore d’ici à 2035. Pour y parvenir, plusieurs choix sont étudiés, en poussant plus ou moins une ou des technologies. Mais globalement, il faudrait installer 4 à 7 GW par an de photovoltaïque pour atteindre 60 à 90 GW en 2035, ce qui nécessite de mobiliser 35 000 à 80 000 hectares de foncier. La France devra aussi prévoir 15 à 18 GW (soit sept parcs) d’éolien en mer supplémentaires et poursuivre un rythme annuel de 1,5 GW de capacités éoliennes terrestres installées, pour atteindre 39 GW. Ce qui représente 13 000 à 19 000 mâts contre 9 000 aujourd’hui. « Freiner sur l’éolien terrestre nécessiterait de trouver 20 TWh de sobriété supplémentaire », prévient Xavier Piechaczyk. Enfin, 1 à 2 gigawatts (GW) d’hydroélectricité en plus (dont des Step) seraient nécessaires.
Il faudra par ailleurs optimiser la disponibilité du parc nucléaire existant en tablant sur 360 TWh et en visant 400 TWh. Cela passe par une augmentation de la puissance du parc existant et l’installation de premiers petits réacteurs modulaires (SMR). Mais la fourchette basse reste prudente : elle prévoit la fermeture de trois réacteurs pour raisons de sûreté.
La flexibilité doit devenir une composante du système
« Nous avons les moyens de boucler l’équation », rassure Thomas Veyrenc, directeur exécutif de RTE. D’autant qu’après une conjoncture électrique difficile, la situation devrait s’améliorer à court terme, d’ici à 2025, grâce à une meilleure disponibilité du parc nucléaire, la mise en service de l’EPR de Flamanville et de nouveaux parcs éoliens en mer, ainsi que la poursuite du développement des renouvelables.
Cependant, d’ici à 2030, de nouvelles flexibilités devront être déployées pour assurer une sécurité d’approvisionnement et mettre en adéquation l’offre et la demande, estime RTE. Grâce au pilotage de la demande, de la recharge de véhicules électriques, aux batteries, il est possible de réduire de 5 GW les besoins de marge du système sur de courtes durées, indique Thomas Veyrenc. RTE propose un plan pour déployer ces solutions de flexibilité à grande échelle et pouvoir les agréger afin d’en faire une réelle composante du mix énergétique. Pour cela, il faut connecter davantage de bâtiments tertiaires et mettre en place les signaux tarifaires incitatifs pour pousser à la bascule de la recharge électrique et des ballons d’eau chaude aux moments des pics de production solaire. « Cela doit devenir prioritaire dès maintenant. »
Pour des périodes plus longues, RTE préconise de s’appuyer sur des moyens de sauvegarde, comme des centrales thermiques, qui ne seraient sollicitées que pour la pointe ou l’ultrapointe (anciennes centrales au charbon, centrales reconverties à la biomasse ou encore nouvelles centrales fonctionnant aux carburants décarbonés).
Sophie FabrégatVidéo sur le même thèmeLa technologie V2G permettrait « d’éviter la construction de 3 à 4 centrales nucléaires »
Nucléaire : la CRE estime le coût complet du nucléaire historique à 60,70 €/MWh sur la période 2026-2030
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La Commission de régulation de l’énergie vient de mettre à jour les différentes évaluations du coût du nucléaire entre 2026 et 2040. Le coût complet serait de 60,70 €/MWh sur la période 2026 à 2030 et baisserait ensuite à 57,30 €/MWh sur 2036 à 2040.
Les chiffres devront être réévalués pour tenir compte de l’inflation de 2023 et des années suivantes.
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Mardi 19 septembre, le ministère de la Transition énergétique a publié la synthèse du rapport(1) de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) sur le prix de l’électricité nucléaire entre 2026 et 2040. Le coût complet de production du parc nucléaire, qui servira à fixer le prix d’accès régulé au nucléaire, est estimé à 60,70 euros par mégawattheure (€/MWh) sur la période 2026 à 2030, à 59,10 €/MWh sur 2031 à 2035, puis à 57,30 €/MWh sur 2036 à 2040.
« Cette estimation (…) tient notamment compte des charges d’exploitation (y compris le combustible), des investissements sur le parc existant (poursuite d’exploitation, y compris le grand carénage), de la gestion des matières et déchets nucléaires (y compris les charges d’exploitation et d’investissements associées), des coûts de post-exploitation et d’investissements dans le projet de construction de l’EPR de Flamanville 3 », explique le ministère. En revanche, elle n’intègre pas les investissements dans les nouveaux EPR.
Ces chiffres, connus du Gouvernement depuis le 27 juillet, ont été dévoilés par le ministère alors que le média Contexte venait de les faire fuiter. Ces chiffres sont exprimés en « euros de 2022 », c’est-à-dire qu’ils devront être réévalués pour tenir compte de l’inflation de 2023 et des années suivantes.
Quatre éléments pris en compte
En mars dernier, dans le cadre des travaux relatifs à une nouvelle régulation du marché de l’électricité post-2025, le Gouvernement a demandé à la CRE d’évaluer un « prix accessible » de l’électricité nucléaire à long terme permettant la couverture des coûts des réacteurs nucléaires. Ces travaux mettent à jour le précédent rapport de la CRE de 2020 sur le coût de production du parc nucléaire existant.
Concrètement, le régulateur de l’énergie a pris en compte quatre éléments : la trajectoire prévisionnelle de la production nucléaire (en se basant sur les risques industriels et d’exploitation auxquels EDF est confrontée) ; l’analyse du coût complet du parc nucléaire existant ; le coût moyen pondéré du capital (CMPC) de l’activité d’exploitation du parc nucléaire existant et l’analyse détaillée de l’ensemble de ses paramètres (le CMPC traduit le coût du financement des actifs) ; et les recettes du parc nucléaire liées à la valorisation de divers services.
La réforme du marché sera déterminante
La CRE a retenu plusieurs hypothèses. La première concerne la production nucléaire qui remonte à 361,5 térawattheures (TWh) par an entre 2026 et 2030 (elle était de 279 TWh en 2022) sur le périmètre des 56 réacteurs historiques et de l’EPR de Flamanville (Manche), puis s’érode à 360,2 TWh par an sur 2031 à 2035 et à 344,1 TWh par an de 2036 à 2040. La CRE considère aussi que la durée de vie des réacteurs historiques sera portée à soixante ans. « Ce choix est motivé par les orientations en termes de politique énergétique et d’avenir de la filière nucléaire fixées par le président de la République dans son discours de Belfort (…) et par la suppression du plafond à 50 % de part du nucléaire dans le mix électrique dans la loi [d’accélération du nucléaire] », justifie la CRE.
La CRE fait aussi l’hypothèse d’un prix de vente garanti appliqué à la totalité de la production du parc nucléaire existant. Ce schéma, prévu par le projet de réforme du marché européen de l’électricité de mars 2023, « constitue un cadre très protecteur pour EDF », note la CRE, précisant que cela influence fortement le CMPC. Si ce schéma n’était pas retenu, EDF serait plus exposée aux risques de marché et il faudrait donc revoir à la hausse le coût de financement des actifs. « En cas de mise en place d’un dispositif de type plafond de prix (…), l’asymétrie du risque pour EDF devra être compensée par une prime de risque au titre de la perte d’opportunité de revenu au-delà du plafond », ajoute la CRE, précisant qu’il faudrait en tenir compte dans le CMPC.
Trois calculs différents
Enfin, sur le plan méthodologique, la CRE a d’abord calculé un « coût comptable » qui correspond à un socle minimal basé sur les éléments comptables et les charges liées au démantèlement du parc et au rattrapage retraite. Il est évalué à 57,80 €/MWh sur 2026-2030, à 56,50 €/MWh sur 2031-2035 et à 54,90 €/MWh sur 2036-2040. Ce coût « représente le socle (…) en-deçà duquel EDF doit être considérée comme étant rémunérée sous son niveau de rémunération normale », avertit la CRE.
La CRE a ensuite ajouté à ce coût comptable « des briques de rémunération extracomptables » pour fixer le coût complet. S’agissant des investissements que devra réaliser Orano dans ses installations de La Hague (Manche), la CRE les a considérés comme des charges pour EDF. Ce coût complet est de 60,70 €/MWh sur 2026-2030, de 59,10 €/MWh sur 2031-2035 et de 57,30 €/MWh sur 2036-2040. Ce résultat est « robuste », mais « il reste néanmoins sensible aux hypothèses et aux valeurs de ses paramètres, qui peuvent le cas échéant induire des variations de plusieurs euros par mégawattheures selon les niveaux retenus », explique la CRE sans donner plus de précisions sur ces variations.
La Commission réalise un tout dernier calcul. Elle soustrait du coût complet les recettes reçues par EDF au titre de celles de la valorisation de la forme de la production nucléaire sur les marchés de gros, des garanties de capacité associées au parc nucléaire et de sa participation aux services système. Le « prix du ruban nucléaire » ainsi obtenu est de 56,70 €/MWh sur 2026-2030, de 55,10 €/MWh sur 2031-2035 et de 53,20 €/MWh sur 2036-2040.
Philippe Collet1/ Télécharger la synthèse du rapport de la CRE
https://www.actu-environnement.com/media/pdf/news-42566-synthese-rapport-cre-cout-nucleaire.pdf
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