La crise énergétique qui touche de plein fouet l’Union européenne depuis quasiment un an semble malheureusement vouloir s’inscrire dans la durée, avec pour conséquence une hausse généralisée des prix des biens et services. Face à cette situation, la protection des ménages précaires et des entreprises fortement consommatrices d’énergie constitue logiquement la priorité de l’État français sur le court terme. Cependant, seules des décisions politiques sur le long terme permettront véritablement d’améliorer la résilience des États face aux crises : sobriété et indépendance énergétique sont désormais les maîtres mots.

En ce sens, la question de l’avenir du système électrique français sera tout particulièrement au cœur des travaux de la nouvelle Assemblée nationale : à l’automne 2022 tout d’abord via une loi simplifiant les procédures de développement des énergies renouvelables, puis en 2023 à travers la future loi de programmation sur l’énergie et le climat. Les parlementaires de tous bords devront ainsi fixer un mix électrique cible pour les prochaines décennies, en se positionnant à la fois sur le rythme de développement des énergies renouvelables et sur le lancement ou non d’un nouveau programme de construction de réacteurs nucléaires. De plus, au-delà du choix technique des moyens de production, la politique mise en place devra permettre d’assurer la fourniture d’une électricité bas-carbone, de qualité et à un prix juste pour tous, conditions nécessaires à l’atteinte de la neutralité carbone d’ici la moitié du siècle.

Dans le but d’éclairer cette décision politique, plusieurs acteurs comme l’Agence de la transition écologique (Ademe) ou NégaWatt ont publié des rapports présentant les avantages et inconvénients de différents mix à horizon 2050. Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE a quant à lui rendu public six scénarios comparant différents mix électriques à cette échéance, chacun avec des proportions différentes de nucléaire et d’énergies renouvelables. Tous ces scénarios sont comparés prioritairement sous un angle technique, mais ils sont également analysés à travers les prismes climatique, économique, de besoin en ressources et même de résilience au changement climatique. Il paraît donc indispensable que l’ensemble des parlementaires lise avec attention ce qu’il ressort de la synthèse de ces études.

Cependant, le fonctionnement du système électrique est complexe et ses impacts en termes climatique, économique ou sociétaux sont par conséquent souvent mal appréhendés par les citoyens, les journalistes et, malheureusement, par les personnalités politiques elles-mêmes qui, pourtant, devraient avoir en tête des arguments scientifiques et objectifs permettant de prendre les meilleures décisions possibles pour l’avenir de la France.

Afin d’assainir le débat autour de la question du mix électrique français, la présente note détaille les raisons pour lesquelles les sept affirmations suivantes, pour bon nombre d’entre-elles véritablement prononcées par des personnalités politiques de premier plan, sont fausses.

 

1.    « L’énergie consommée en France est majoritairement issue du nucléaire. »

Lorsque la question énergétique est abordée, la formule « l’énergie de la France, c’est le nucléaire » paraît trop souvent définir le périmètre du débat. Malheureusement, le fait que la France fasse effectivement partie du groupe des pays les plus nucléarisés du monde^[1] ouvre la porte à un mauvais réflexe national : à peine prononcé ou écrit, le mot « énergie » laisse rapidement sa place à la question du nucléaire et à l’analyse de son poids prédominant dans le mix électrique national. Bien que pouvant paraître anodin, ce raccourci n’en est pourtant pas moins grave car il participe à tromper (ou à tout le moins embrouiller) des citoyens de bonne foi qui souhaiteraient mieux comprendre le lien direct entre consommation d’énergie et émissions de gaz à effet de serre.

En effet, rappelons que 60 % de l’énergie finale consommée en France est encore issue d’énergies fossiles (charbon, pétrole et gaz naturel^[2]) tandis que la part de l’électricité ne s’élève qu’à 26 %^[3]. Le nucléaire étant lui-même directement à l’origine d’environ 70 % de la production des électrons, il est ainsi plus exact d’affirmer que seulement 18 % de l’énergie que les Français consomment est issue du nucléaire^[4].

De plus, afin d’atteindre la neutralité carbone à horizon 2050, il est indispensable de rappeler que la part de l’électricité (décarbonée) française dans la consommation d’énergie doit augmenter afin de remplacer les énergies fossiles dans de nombreux secteurs aujourd’hui très émetteurs de gaz à effet de serre comme les transports ou le chauffage des bâtiments^[5]. La part qu’occupera le nucléaire à cet horizon est encore inconnue et nécessite d’être débattue de façon sérieuse, mais il est certain que l’urgente éducation populaire au changement climatique, à ses causes et à ses conséquences, souffre de la place disproportionnée accordée à cette source de production d’électricité. Le bon emploi des termes « énergie » et « électricité » est donc fondamental, aussi on comprendra aisément que se prononcer pour un mix énergétique 100 % renouvelable au lieu d’un mix électrique 100 % renouvelable, revienne à englober un spectre bien plus large en visant une totale indépendance de la France par rapport aux énergies fossiles et donc implique un changement bien plus profond de notre société.

2.    « Le nucléaire émet plus de CO₂ que l’éolien ou le solaire. »

Contrairement aux énergies fossiles, ni le nucléaire, ni les énergies renouvelables n’émettent de gaz à effet de serre lors de la production d’électricité. Pourtant ces énergies « émettent » bien des gaz à effet de serre dès lors que l’on utilise une approche en cycle de vie, c’est-à-dire que l’on prend en compte les émissions dites « amont », générées lors de la fabrication des composants du système, de son installation, de son utilisation et de sa maintenance et, en « aval », de sa désinstallation et de son traitement en fin de vie. Cette approche en analyse de cycle de vie permet donc de déterminer la quantité de gaz à effet de serre (en équivalent CO₂) émise par chaque type de centrale lors de la production d’un kilowattheure d’électricité :

Figure 1 : Comparaison des facteurs d’émissions des principales sources de production d’électricité, en analyse de cycle de vie.

Les valeurs françaises sont issues de la Base Carbone de l’ADEME^[6],  les valeurs mondiale proviennent des travaux du troisième groupe de travail du GIEC dans sa contribution au cinquième rapport d’évaluation^[7].

Il ressort de ce tableau que le nucléaire français émet 6 grammes d’équivalent CO₂ par kWh en analyse de cycle de vie, c’est-à-dire légèrement moins de gaz à effet de serre que l’éolien et le solaire. Cependant cette affirmation n’est vraie que dans le nombre limité de pays qui ont la possibilité d’enrichir l’uranium sur leur sol avec de l’électricité elle-même bas-carbone^[8].

Au-delà de cette comparaison uniquement entre le nucléaire et les énergies renouvelables, il est primordial de retenir que ces deux types de technologies sont qualifiées de « bas-carbone » car leurs émissions de gaz à effet de serre en analyse de cycle de vie sont toutes deux d’un ordre de grandeur bien inférieur à celles des énergies fossiles.

3.    « Installer des éoliennes et des panneaux photovoltaïques en France n’a aucun intérêt pour le climat car ces énergies remplacent du nucléaire. »

S’agissant de l’influence du développement des énergies renouvelables sur le climat, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE démontre que le développement de l’éolien et du solaire en France a bien permis de diminuer les émissions de CO₂ en France et en Europe^[9]. En ayant simulé un système électrique européen contrefactuel dans lequel les énergies renouvelables variables n’auraient pas été développées et qui sert de référentiel, RTE chiffre les émissions évitées à environ 22 millions de tonnes de CO₂ par an (5 millions en France et 17 millions dans les pays voisins), soit environ 5 % des émissions nationales^[10].

Pour aboutir à cette conclusion RTE avance, d’une part, que la capacité installée d’énergies renouvelables se développe sans décroissance du parc installé nucléaire et, d’autre part, qu’en phase d’exploitation la production renouvelable vient plutôt en substitution du thermique fossile plutôt que du nucléaire. Aujourd’hui, les énergies éolienne et solaire se déploient donc essentiellement en addition aux capacités de production nucléaire et hydraulique et entraînent une réduction de l’utilisation des moyens de production thermiques fossiles (à gaz, au charbon et au fioul). Du point de vue des coûts variables, faire fonctionner ces unités thermiques est en effet plus onéreux que d’utiliser les moyens de production solaires, éoliens ou hydrauliques, ou que de faire fonctionner les centrales nucléaires existantes. Cette réduction de l’utilisation des moyens thermiques se produit en France et dans les pays voisins, car le système électrique fonctionne de manière interconnectée à l’échelle européenne.

La production d’électricité obéit à la logique de préséance économique (ou d’ordre de mérite) qui consiste à faire appel aux différentes unités de production électriques, au fur et à mesure pour répondre à la demande, en fonction de leurs coûts marginaux croissants^[11] (i.e. du moins cher au plus cher, cf. illustration ci-dessous). Suivant cette logique, les premières unités de production appelées sont celles produisant l’électricité dite « fatale », c’est à dire l’électricité « perdue » si elle n’est pas utilisée à un instant donné (hydraulique au fil de l’eau, éolien et solaire). Les centrales nucléaires, aux coûts marginaux faibles, sont ensuite appelées, avant les centrales thermiques (à charbon, à gaz et au fioul), plus chères du fait de la combinaison du volatile coût du combustible et du prix européen du carbone. Enfin, les barrages hydrauliques dits « de retenue » qui stockent de l’eau, offrent une capacité de production électrique de réserve dont la gestion doit être optimisée au niveau saisonnier. Il est d’autre part possible d’importer de l’électricité lorsque cela s’avère moins coûteux, ce qui a une influence sur l’ordre de mérite.

Figure 2 : Détermination du prix d’achat de l’électricité sur le marché pour couvrir une demande donnée.

Du fait de la forte hausse récente des prix du gaz l’ordre de mérite des énergies fossiles s’est inversé, rendant de fait le charbon plus intéressant pour produire de l’électricité que le gaz, et ce malgré un prix européen de la tonne du CO₂ à plus de 80 €.

De cet ordre de mérite découle le fait que si les capacités solaires et éoliennes n’avaient pas été développées (et avec le reste du parc thermique actuel et inchangé), les moyens thermiques fossiles en France et en Europe auraient été davantage sollicités, conduisant à des émissions supplémentaires, notamment via des centrales charbon et au gaz. À moyen terme, l’atteinte des objectifs publics de croissance du parc d’électricité décarbonée en France permettra de réduire encore les émissions de GES, soit dans les pays voisins via la hausse des exports et le moindre recours aux centrales thermiques situées dans ces pays, soit en France via des transferts d’usages vers l’électricité.

Cependant, au-delà de l’intérêt climatique, le choix de développer l’éolien et le solaire en France s’explique surtout par la nécessité de compenser la baisse de la production nucléaire liée à la fermeture progressive des centrales arrivées en fin de vie (décision prise par l’Autorité de Sûreté Nucléaire) et de diversifier le mix électrique afin de le sécuriser. Le développement à horizon 2050 d’un mix de production d’électricité fortement basé sur le solaire et l’éolien (terrestre et en mer) est ainsi présenté par RTE comme une nécessité dans l’ensemble de ses scénarios, y compris ceux reposant sur la relance d’un programme nucléaire ambitieux^[12].

4.    « Fermer Fessenheim est revenu à importer du charbon d’Allemagne. »

Indépendamment de la fermeture inéluctable du parc nucléaire actuel en fin de vie évoquée ci-dessus, la fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim résulte de la promesse de campagne faite en 2012 par François Hollande dans le cadre de l’accord électoral conclu entre le PS et EELV. Longtemps conditionnée à la mise en route de l’EPR de Flamanville, elle avait été repoussée à maintes reprises avant d’être actée en novembre 2018 par son successeur Emmanuel Macron^[13]. Les deux réacteurs de la centrale de Fessenheim dans le Haut-Rhin, mis en service les 30 décembre 1977 et 18 mars 1978 et chacun d’une puissance de 900 MW, ont donc été fermés en février et en juin 2020. À la suite de la mise à l’arrêt des deux réacteurs, les opérations de démantèlement^[14] devraient commencer au plus tôt en 2025, après l’évacuation du combustible usé, et durer une quinzaine d’années^[15].

La centrale produisait en moyenne 11 TWh par an, soit 2 % de la production nationale d’électricité, avec un facteur d’émission de 6 gCO_2e/KWh^[16]. Or, l’impact de la fermeture de la centrale de Fessenheim sur les émissions de CO₂ reste difficile à estimer. La SFEN (Société Française d’Énergie Nucléaire) avance par exemple des émissions supplémentaires de l’ordre de 6 à 10 millions de tonnes de CO₂ par an (soit entre 1 % et 2 % des émissions nationales)^[17]. Cette fourchette est obtenue en estimant dans un cas que l’électricité produite par la centrale serait entièrement remplacée par de l’électricité produite par des centrales à gaz (avec un facteur d’émission de 490 gCO_2e/KWh^[18]) ou dans l’autre cas par de l’électricité produite par des centrales à charbon (facteur d‘émission de 820 gCO_2e/KWh^[19]). En effet, du fait de l’ordre d’appel des moyens de production, si une centrale nucléaire est arrêtée, l’électricité qu’elle ne produit plus sera fournie par les capacités arrivant ensuite dans l’ordre de mérite, c’est-à-dire des centrales à gaz et à charbon, françaises ou étrangères. Cependant ce raisonnement de la SFEN est inexact, d’une part car des énergies renouvelables (solaire, éolien et hydraulique) ont également pu être appelées en remplacement du nucléaire dans l’ordre de mérite, que ce soit en France ou à l’étranger via des importations, et, d’autre part, car l’hypothèse sous-jacente au calcul est que rien ne change par ailleurs dans le système, et notamment que le niveau de demande d’électricité soit identique. Or, le système électrique change rapidement, avec des profils de consommation qui varient constamment et le développement des énergies renouvelables, ainsi que des nouveaux usages pilotables comme la recharge des véhicules électrique ou le chauffage des bâtiments par les pompes à chaleur. Il est donc très difficile d’établir avec certitude par quoi est compensée l’énergie qui aurait été produite par la centrale de Fessenheim. Néanmoins, il est certain que les 11 TWh moyens annuels produits par la centrale n’ont pas été remplacés intégralement par du gaz et du charbon allemand, mais par un ensemble de technologies de production particulièrement changeant d’heure en heure. Dès lors, à court terme, il risque donc bien d’y avoir un surplus d’émissions dans l’atmosphère à la suite de la fermeture de Fessenheim, sans que celui-ci puisse être toutefois imputé avec certitude et en totalité aux centrales à charbon allemandes^[20]. Enfin, rappelons que ce surplus doit malgré tout s’inscrire dans un contexte de baisse des émissions liées à la production d’électricité française, déjà particulièrement faibles, du fait de la fermeture prochaine des centrales à charbon en France^[21] et de la croissance des énergies renouvelables qui contribue à limiter leur fréquence d’appel : à horizon 2025, RTE prévoit ainsi une division par trois de ces émissions par rapport à 2010^[22].

5.    « Le prix de l’électricité a augmenté à cause de l’ouverture à la concurrence. »

Selon l’INSEE, le prix de l’électricité est en constante augmentation depuis le début des années 2000, à un rythme souvent supérieur à celui de l’inflation depuis 2009.

Pour comprendre cette évolution du prix de l’électricité, il est nécessaire de détailler la facture d’électricité d’un consommateur résidentiel qui se décompose en trois parts égales. Tout d’abord, un tiers de la facture est composé de taxes, fixées par le Parlement chaque année en loi de finance :

• La Taxe Intérieure sur la Consommation Finale d’Électricité (TICFE, ex-CSPE) qui est intégrée au budget général de l’État^[23]. ;
• Les Taxes sur la Consommation Finale d’Électricité (TCFE) qui sont définies par chaque commune et département ;
• La Contribution Tarifaire d’Acheminement (CTA) qui permet de financer les droits spécifiques relatifs à l’assurance vieillesse des personnels relevant du régime des industries électriques et gazières ;
• La TVA, de 5,5 % sur la CTA et la part abonnement, et de 20 % sur la TCFE, la TICFE et la part variable liée à la consommation.

Un autre tiers de la facture vise à refléter les coûts de transport et de distribution de l’électricité, via le Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité (TURPE). Sa valeur, révisée tous les quatre ans par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE), doit permettre aux différents gestionnaires de réseaux de couvrir les charges engagées pour l’exploitation, le développement et l’entretien des réseaux.

Enfin, le tiers-restant concerne la fourniture d’énergie c’est-à-dire les coûts de production et de commercialisation de l’électricité. C’est sur cette partie de la facture seulement que peut jouer la concurrence initiée par la directive européenne de 1996^[24] dont la transposition en France permet désormais une ouverture totale à la concurrence pour tous les consommateurs depuis 2007. La CRE précise^[25] que « l’ouverture à la concurrence sur le marché de l’électricité résulte de nombreux choix politiques pris depuis la fin des années 1990, principalement dans le cadre de négociations européenne sur l’ouverture des marchés nationaux. […] Les discussions sur la concurrence et la régulation des prix ne peuvent donc s’envisager hors du cadre européen ». Depuis 2007 les consommateurs de métropole peuvent librement choisir leur fournisseur d’énergie et donc soit rester au Tarif Réglementé de Vente (TRV) (ce dernier est exclusivement proposé par les fournisseurs historiques d’électricité et son niveau est révisé par la CRE deux fois par an, en février et en août), soit souscrire à des offres de marché proposées par l’ensemble des fournisseurs. La CRE indique que « la construction du marché intérieur repose donc sur le postulat selon lequel le libre jeu de la concurrence sur des marchés « contestables » donne à tous les acteurs les signaux économiques garantissant l’optimum économique à court et à long terme, à travers le prix de l’énergie. La concurrence n’est donc pas une fin en soi, mais un moyen. Les marchés contestables sont la production et la vente aux consommateurs (fourniture). La gestion des réseaux d’électricité est reconnue comme un monopole naturel. »

Bien qu’il soit clair qu’il y ait une corrélation entre date d’ouverture à la concurrence pour tous les consommateurs et augmentation du prix de l’électricité, cette seule corrélation ne permet pas de conclure. En effet, selon l’INSEE^[26] l’augmentation des prix de l’électricité entre 2009 et 2016 « découle pour une grande part du quintuplement de la Contribution au service public de l’électricité (CSPE). Cette contribution acquittée par les consommateurs d’électricité permet, entre autres, de financer le surcoût de l’électricité d’origine renouvelable ». Cette taxe, mise en place en 2002 à un montant de 3 €/MWh, a vu sa valeur être multipliée par 7 pour atteindre 22,5 €/MWh entre 2016 et janvier 2022, principalement afin de répondre au besoin croissant de financement des nouvelles capacités renouvelables. Notons également que l’augmentation de la CSPE a été amplifiée par la TVA qui s’applique sur l’ensemble des composantes et non pas uniquement sur le prix hors taxe. Initialement fléchée dans un compte d’affectation spéciale permettant de tracer son utilisation, elle a été remplacée par la TICFE en 2016 et ses recettes sont désormais intégrées directement au budget de l’État au même titre que la TVA. Parallèlement à cet ensemble quelque peu complexe de dispositions tarifaires, il a été décidé de financer désormais le soutien aux énergies renouvelables au moyen de taxes portant sur la consommation d’énergies fossiles, et non plus grâce à la fiscalité associée à l’électricité.

L’INSEE précise également que « la hausse du prix de l’électricité au cours des dernières années est également imputable à celle, plus légère, des frais de réseau ». Le TURPE est ainsi revu à la hausse tous les quatre ans depuis plusieurs périodes tarifaires notamment du fait de la hausse du raccordement des parcs solaires et éoliens terrestres, mais également à cause des besoins d’investissement croissants dans le renouvellement des lignes électriques et dans la modernisation des équipements. Cette tendance à la hausse devrait se prolonger dans les décennies qui viennent pour poursuivre l’intégration des énergies renouvelables (en particulier pour raccorder les parcs éoliens en mer car cette opération est désormais entièrement à la charge de RTE et non plus à la charge des développeurs des parcs), pour construire de nouvelles interconnexions avec les pays frontaliers, mais également pour avoir la capacité de supporter l’électrification croissante des usages. Les infrastructures publiques de recharges des véhicules électriques sont ainsi en grande partie financées par le TURPE, y compris sur les tronçons d’autoroutes sous concession, et l’explosion actuelle de l’électromobilité engendre ainsi un besoin accru d’investissement.

L’augmentation des taxes et du TURPE permet ainsi d’expliquer les trois-quarts de l’augmentation de la facture d’électricité :

Figure 3 : Facture annuelle en euros constants d’un client bleu résidentiel ayant souscrit l’option Base et une puissance de 6 kVA type au 1er février 2021 pour une consommation de 2400 kWh/an (Source : CRE)

Le quart restant est donc dû à la hausse du coût de fourniture de l’électricité. Pour comprendre à quel point celle-ci est due, ou non, à l’ouverture à la concurrence, il faut en creuser les différentes composantes.  En 2021, la fourniture a constitué environ 35 % du prix de l’électricité et se décomposait de la façon suivante^[27] :

• 17 % pour les coûts d’approvisionnement en énergie via le mécanisme de l’ARENH (Accès Régulé au Nucléaire Historique) qui permet depuis 2010 à chaque fournisseur (hors EDF) d’acheter une partie (100 TWh) de la production du parc nucléaire à un prix fixe de 42 €/MWh^[28];
• 8 % pour les coûts d’approvisionnement du complément d’énergie sur le marché de l’électricité ;
• 1 % pour les coûts d’approvisionnement en capacité, c’est-à-dire la rémunération de moyens de production ou d’effacement permettant d’assurer la sécurité d’approvisionnement ;
• 7 % pour les coûts commerciaux et les coûts du mécanisme des Certificats d’Économies d’Énergie (CEE) ;
• 2 % de marge.

Les différents fournisseurs peuvent combiner plusieurs possibilités pour s’approvisionner en électricité : soit contracter directement des contrats d’achat avec des producteurs d’électricité, soit recourir au mécanisme de l’ARENH lorsque cela est économiquement pertinent, soit se sourcer sur le marché. Les contrats d’achat auprès de producteurs d’électricité restent minoritaires et le prix d’achat est généralement fixe pour plusieurs années. Les coûts d’approvisionnement via l’ARENH sont quant à eux réglementés et ne sont pas par construction influencés par l’aspect concurrentiel^[29]. À l’inverse, la concurrence entre différents fournisseurs d’énergie entre en action lors de l’achat du complément d’énergie sur le marché. En effet, chaque fournisseur a la liberté d’acheter et de vendre de l’électricité sur le marché de la façon la plus optimale, l’essentiel étant qu’il puisse être en mesure de couvrir la consommation de son portefeuille de clients le moment venu. Pour ce faire, il peut acheter soit sur des marchés à terme (avec des prix fixés parfois plusieurs années à l’avance), soit sur le marché spot, dont les prix sont déterminés la veille pour le lendemain. Le prix du marché spot est principalement lié aux moyens de production mobilisés pour répondre à la demande et varie donc en fonction de la quantité d’électricité que l’on prévoit de consommer et de l’ordre d’appel des différents moyens de production pour répondre à cette demande (cf. idée fausse n°4). Cet ordre d’appel est lui-même dépendant des coûts marginaux de production influencés par le cours des énergies fossiles, du prix du carbone^[30] et, dans le contexte européen, de la saturation des interconnexions^[31]. Enfin, comme tout marché financier, le prix dépend également du comportement des acteurs eux-mêmes (phénomène de spéculation ou d’anticipation d’évolution de réglementation sur le marché des quotas carbone par exemple). Afin de déterminer l’effet de l’ouverture à la concurrence sur les coûts d’approvisionnement sur le marché européen, il faudrait donc pouvoir comparer la situation actuelle à celle (théorique bien qu’ayant déjà existée par le passé) où un acteur serait en situation de monopole, et évaluer ainsi sa stratégie d’approvisionnement, toutes choses égales par ailleurs. Notons également qu’au-delà de l’effet de la concurrence sur le volet prix de l’électricité, il serait opportun d’analyser aussi son effet sur la qualité du service fourni.

Il conviendrait également d’analyser par une méthode similaire l’évolution de la marge, des coûts commerciaux et des coûts du mécanisme des CEE des entreprises de fourniture (ces derniers n’existaient par exemple pas du temps du monopole). Toutefois, dans l’hypothèse où l’activité de fourniture serait considérée comme un service public assuré par une structure à but non lucratif en position de monopole, il serait alors logique de supposer qu’au moins la marge de cet organisme serait inférieure. Il serait plus difficile d’évaluer l’évolution des coûts commerciaux et du mécanisme des CEE, ce dernier dépendant notamment d’objectifs gouvernementaux^[32]. Enfin, n’oublions pas que pour être complet, les bénéfices ou les inconvénients de l’ouverture à la concurrence devraient également pouvoir être évalués selon d’autres critères comme l’impact sur le nombre d’emplois et leur qualité, les conditions de travail, la contribution à l’équilibre du réseau, etc.

6.    « L’éolien et le photovoltaïque coûtent moins cher que le nucléaire, donc un mix électrique 100 % renouvelable coûtera nécessairement moins cher qu’un mix avec du nucléaire. »

Il est fréquent d’entendre dans le débat public que le coût de l’électricité produite par le nouveau nucléaire (c’est-à-dire de technologie EPR) étant plus élevé que celle produite par des énergies renouvelables comme l’éolien et le solaire, il serait alors plus économique d’opter pour un mix électrique uniquement constitué d’énergies renouvelables. Or, ce raisonnement de causalité est incorrect car cela revient à ne pas analyser le problème d’un point de vue systémique en confondant coût de production d’un électron à la sortie d’une centrale et coût complet du système électrique.

En effet, pour garantir l’équilibre entre la consommation et la production à tout instant sur le réseau électrique métropolitain, le gestionnaire du réseau de transport RTE a à sa disposition tout un panel de solutions lui permettant de moduler la production d’électricité comme la consommation. La mise en route ou l’augmentation de capacités de production et, à l’inverse, la baisse voire l’arrêt d’une centrale constitue à ce titre la pièce maîtresse du dispositif permettant de maintenir cet équilibre. Dès lors, selon son caractère pilotable ou non, le service rendu au système électrique par une unité de production n’est pas le même suivant chaque énergie. Comparer directement le coût d’un kilowattheure produit par une éolienne ou un panneau photovoltaïque avec un kilowattheure produit par une centrale hydraulique de barrage ou une centrale nucléaire ne renseigne donc pas sur la « qualité » de celui-ci, c’est-à-dire les conséquences de l’insertion de chaque filière sur le système électrique, en particulier s’agissant des besoins de flexibilité et de réseau qu’elle induit. En l’occurrence, RTE et l’Agence Internationale de l’Énergie estiment^[33] qu’un système électrique avec une forte proportion d’énergies renouvelables nécessiterait de consacrer des efforts substantiels au développement du réseau, de déployer des solutions permettant de maintenir la stabilité du système électrique sans production conventionnelle, de développer de façon importante les sources de flexibilité (interconnexions transfrontalières, pilotage de la demande, stockage à grande échelle et centrales de pointe pilotables) et, enfin, d’améliorer les méthodes de prévision de la production renouvelable variable et le dimensionnement des réserves opérationnelles^[34]. Dans son analyse comparative de différents mix électriques à horizon 2050, RTE conclue ainsi qu’au périmètre des seuls coûts de production, un scénario fondé sur des grands parcs éoliens et solaires est le scénario le plus performant, tandis que lorsque l’ensemble des coûts complets sont pris en compte, les scénarios comprenant du nouveau nucléaire pourraient constituer l’option la moins coûteuse sous réserve que le nucléaire puisse se financer aux mêmes conditions que les autres technologies^[35] et que les coûts des nouveaux EPR (basés sur les coûts de l’EPR de Flamanville toujours en cours de construction et dont les coûts prévisionnels continuent d’augmenter) se stabilisent effectivement.

En complément de ces différents coûts d’ordre économique, il est également nécessaire d’analyser les impacts de n’importe quel mix électrique sur d’autres thématiques. Il est par exemple vital de tenir compte du coût induit par les émissions de gaz à effet de serre du futur mix, de chiffrer sa consommation en ressources et d’évaluer son impact sur la biodiversité. Les coûts des politiques de soutien, de la gestion des déchets ou d’un éventuel accident peuvent également être mis dans la balance tandis qu’une analyse des effets sur la balance commerciale et sur l’emploi constitue sans nul doute un élément sensible pour tout politique.

Ainsi, la recherche d’un coût de production le plus bas possible ne doit pas constituer la seule boussole politique en matière de choix du mix électrique, d’autant plus que ce seul critère peut parfois être contre-productif. Par exemple l’expérience a montré que les appels d’offres technologiquement neutres sur le seul critère coût, préférés par la Commission européenne, ne sont pas toujours le moyen le plus efficace pour développer certaines filières renouvelables car ils ont tendance à favoriser la seule technologie présentant le coût le plus bas (c’est-à-dire le photovoltaïque^[36]), quelle que soit la valeur réelle de l’énergie produite, sans prise en compte de la contribution plus large de chaque filière renouvelable à l’équilibre du système électrique^[37].

Même s’il est vrai que les coûts de production des énergies renouvelables variables que sont l’éolien et le solaire sont aujourd’hui inférieurs à celui du nouveau nucléaire, ce critère ne permet pas en tant que tel d’affirmer qu’un mix électrique 100 % renouvelable sera moins cher qu’un mix avec une certaine part de nouveau nucléaire. À l’inverse, le coût du nucléaire ne doit pas non plus être comparé au seul couple énergies renouvelables variables et coût du stockage car cela revient à ignorer les nombreux autres moyens de flexibilité qu’offre le système électrique.

Pour la France, les modélisations de l’opérateur du réseau de transport d’électricité RTE montrent que les ordres de grandeur des coûts complets à 2050 sont comparables entre les scénarios 100 % renouvelables et ceux avec du nouveau nucléaire, et que le classement exact dépend des hypothèses retenues.

7.    « Les fumées qui sortent des centrales nucléaires contribuent au changement climatique. »

En 2019, 69 % des Français estimaient que le nucléaire contribue directement à la production de gaz à effet de serre^[38], faisant une analogie entre les gaz d’échappement issues des voitures et les fumées rejetées par les tranches des centrales. Cependant, ces dernières ne sont pas du dioxyde de carbone mais de la vapeur d’eau. Dès lors, comprendre le rôle de la vapeur d’eau sur le changement climatique est essentiel afin de pouvoir lutter contre la désinformation et former les citoyens aux enjeux climatiques.

Cette vapeur d’eau résulte d’un transfert d’énergie entre celle dégagée par la fission du combustible nucléaire vers l’eau utilisée pour refroidir la centrale. En effet, la chaleur émise par la fission d’atomes d’uranium est récupérée pour chauffer de l’eau sous pression, qui elle-même transmet sa chaleur à de l’eau circulant dans un circuit secondaire fermé. Cette dernière, transformée sous la forme de vapeur, entraîne la turbine d’un alternateur et produit de l’électricité. Après son passage dans la turbine, la vapeur du circuit secondaire est refroidie par un troisième circuit d’eau froide pour revenir à l’état liquide et est renvoyée vers le générateur de vapeur pour un nouveau cycle. L’eau froide permettant cette condensation est prélevée, puis rejetée, dans la mer ou un fleuve. Des tours de refroidissement peuvent être utilisées pour limiter l’échauffement de l’eau ainsi rejetée (en particulier au bord des fleuves). Précisons à toute fin utile que, dans tous les cas, cette eau prélevée et rejetée dans le milieu naturel n’est jamais en contact avec des éléments radioactifs. Le rendement d’une centrale nucléaire correspondant au rapport entre l’énergie électrique fournie à la sortie de la turbine en aval et la quantité d’énergie issue de la fission du combustible en amont, le GIEC estime ainsi que le rendement d’une centrale nucléaire est de 33 %^[39] (tout rendement est forcément inférieur à 100 % car il résulte d’un ensemble de perte dans la chaîne de conversion^[40]).

Dans le cas des centrales thermiques fissiles (nucléaire) ou fossiles (charbon, fioul ou gaz) basées sur le même principe de fonctionnement, une certaine quantité d’énergie est donc perdue sous la forme de vapeur d’eau. La vapeur d’eau étant un gaz à effet de serre, il serait donc logique de penser que les « nuages » créés par ces centrales contribuent à réchauffer le climat. En effet, le GIEC rappelle que la vapeur d’eau est le principal gaz à effet de serre présent dans l’atmosphère et qu’en complément de celle générée par l’évaporation des océans et des lacs, de la vapeur d’eau additionnelle est émise dans l’atmosphère du fait d’activités humaines comme l’irrigation des cultures, la combustion d’énergies fossiles et, également, du refroidissement de centrales électriques.

Cependant, le flux de vapeur d’eau issu de sources anthropiques comme les tours de refroidissement des centrales nucléaires et finissant dans l’atmosphère est considérablement inférieur à celui lié à l’évaporation naturelle. Le GIEC estime donc que ce phénomène a un impact négligeable sur la concentration globale de vapeur d’eau, et ne contribue pas de façon significative à l’effet de serre^[41]. En phase avec les conclusions du GIEC, l’Ademe considère ainsi que la vapeur d’eau n’est pas un gaz à effet de serre anthropique, c’est-à-dire dont l’émission est influencée par les activités humaines^[42].

L’influence de la vapeur d’eau sur le climat est particulière car la quantité de vapeur dans l’atmosphère est principalement déterminée par la température de cette atmosphère et non par le volume de ses émissions : chaque degré supplémentaire permet ainsi à l’atmosphère de retenir 7 % de vapeur d’eau en plus. En effet, la vapeur d’eau se comporte différemment du CO₂ : lorsqu’un air humide se refroidit, alors la vapeur se condense et des gouttes d’eau ou des particules de glace se forment et précipitent à la surface du globe (le temps moyen de séjour de la vapeur d’eau dans l’atmosphère est ainsi de dix jours tandis que c’est un siècle pour le CO₂). À l’inverse, une augmentation de concentration en vapeur d’eau engendrée par une hausse de température augmente l’effet de serre, ce qui entraîne un réchauffement supplémentaire, puis par la suite augmente la concentration en vapeur d’eau, etc. Ce processus, que l’on nomme boucle de rétroaction climatique et qui amplifie l’effet des autres gaz à effet de serre anthropiques d’un facteur compris entre deux et trois, est bien compris et quantifié par les scientifiques et est pris en compte dans l’ensemble des modélisations climatiques. Ainsi, bien qu’une augmentation de la concentration en vapeur d’eau dans l’atmosphère soit observée, ce changement est associé à une boucle de rétroaction climatique (engendrée par l’augmentation des températures) et ne doit pas être compris comme un phénomène d’origine humaine.

Les gaz carbonés (dioxyde de carbone ou méthane), soufrés ou azotés sont bien plus dommageables pour le climat que la vapeur d’eau, même si celle-ci est bien plus importante en volume. C’est pour cette raison que les différents programmes de lutte contre le changement climatique s’intéressent avant tout aux questions liées à ces gaz. La lutte contre l’augmentation des émissions de ces derniers est une priorité qui ne peut pas être détournée par une vision biaisée, au risque se tromper de cible et de faire de mauvais choix politiques^[43].

^[1] La France se situe juste derrière la Suède en termes de consommation annuelle d’énergie primaire issue du nucléaire rapporté au nombre d’habitants. Source : Our World In Data via BP Statistical Review (2019).

^[2] A noter que l’appellation « naturel » s’applique désormais de façon usuelle au méthane fossile alors que ce qualificatif pourrait également très bien s’appliquer au charbon ou au pétrole, ce qui ne manquerait sans doute pas de susciter des réactions.

^[3] La part des énergies renouvelables (autres qu’électriques) et des déchets s’élève à 11 % et la chaleur à 3 %. Source : MTE, Datalab, « Bilan énergétique de la France pour 2019 », janvier 2021

^[4] Pour plus de précisions voir le diagramme de Sankey du « Bilan énergétique de la France pour 2019 ».

^[5] Stratégie Nationale Bas Carbone, avril 2020

^[6] Base Carbone de l’Ademe consultée en juin 2022. La valeur affichée pour le photovoltaïque est une valeur par défaut correspondant à des panneaux fabriqués en Chine et massivement utilisés en France. Dans le cas de panneaux fabriqués en France la valeur calculée par l’Ademe est de 25 gCO_2e/KWh, soit environ une réduction de moitié de l’empreinte carbone de cette source d’énergie.

^[7] Schlömer S., T. Bruckner, L. Fulton, E. Hertwich, A. McKinnon, D. Perczyk, J. Roy, R. Schaeffer, R. Sims, P. Smith, and R. Wiser, 2014: Annex III: Technology-specific cost and performance parameters. In: Climate Change 2014: Mitigation of Climate Change. Contribution of Working Group III to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Edenhofer, O., R. Pichs-Madruga, Y. Sokona, E. Farahani, S. Kadner, K. Seyboth, A. Adler, I. Baum, S. Brunner, P. Eickemeier, B. Kriemann, J. Savolainen, S. Schlömer, C. von Stechow, T. Zwickel and J.C. Minx (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA.

^[8] Pour plus de détails voir « Assessment of the environmental footprint of nuclear energy systems. Comparison between closed and open fuel cycles”, Ch. Poinssot, S. Bourg, N. Ouvrier, N. Combernoux, C. Rostaing, M. Vargas-Gonzalez, J. Bruno, 2014

^[9] RTE, « Note : précisions sur les bilans CO₂ établis dans le bilan prévisionnel et les études associées », 2019

^[10] 436 MtCO_2e en 2019 (total national hors UTCATF). CITEPA, « Bilan des émissions en France de 1990 à 2020 », juillet 2021

^[11] Le coût marginal est le coût supplémentaire induit par le dernier mégawattheure produit.

^[12] RTE, « Futurs énergétiques 2050 », octobre 2021

^[13] Sudouest.fr, « Arrêt définitif de la centrale nucléaire de Fessenheim : la fin d’un (très) long feuilleton », février 2020

^[14] Le démantèlement consiste à démonter l’ensemble des équipements, à assainir les structures des bâtiments avant de les démolir, à assainir les sols et à assurer la gestion des déchets produits.

^[15] EDF, DPNT, « Dossier de démantèlement, INB N°75 : Fessenheim », mai 2020

^[16] Base Carbone de l’Ademe

^[17] 436 MtCO_2e en 2019 (total national hors UTCATF). CITEPA, « Bilan des émissions en France de 1990 à 2020 », juillet 2021

^[18] GIEC 2014

^[19] GIEC 2014

^[20] AFP Factuel, « La fermeture de la centrale de Fessenheim va-t-elle conduire à un surplus de « 6 à 10 millions de tonnes de CO2 » ? », juillet 2020

^[21] En plafonnant le niveau d’émissions et donc la durée de fonctionnement des centrales à charbon à compter du 1er janvier 2022, l’article 3 de la loi relative à l’énergie et au climat (n° 2019-1147 du 8 novembre 2019) a créé un dispositif qui conduira à l’arrêt de l’exploitation des deux dernières centrales à charbon de France métropolitaine. La centrale de Saint-Avold (Moselle) a été fermée le 31 mars 2022 mais la publication prochaine d’un décret pourrait lui permettre de fonctionner de nouveau durant l’hiver 2022-2023 afin d’assurer la sécurité d’approvisionnement dans le contexte  de la crise énergétique actuelle. La centrale de Cordemais (Loire-Atlantique) devrait quant à elle continuer de fonctionner durant quelques années avec du charbon, dans l’attente d’une reconversion éventuelle à la biomasse.

^[22] RTE, Bilan Prévisionnel 2019, Principaux résultats

^[23] Dans le cadre de la mise en place du bouclier tarifaire annoncé par le Premier ministre le 30 septembre 2021, la limitation de la hausse du tarif réglementé de l’électricité à 4 % TTC en février 2022 a été notamment permise par une baisse de la TICFE. Cette taxe, qui s’élevait à 22,5 €/MWh jusque début 2022, a été réduite à son montant minimum autorisé par les textes européens, c’est-à-dire 0,5 € pour les entreprises et 1 €/MWh pour les consommateurs résidentiels.

^[24] Directive 96/92/CE du parlement européen et du conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité.

^[25] Dossier de la CRE, « Les tarifs de l’électricité et du gaz naturel », juin 2021

^[26] INSEE, « Les dépenses des Français en électricité depuis 1960 », avril 2019

^[27] CRE. L’on notera que les différents coûts détaillés ici varient d’une année à l’autre, notamment en fonction de l’exercice ou non des droits ARENH, du niveau d’écrêtement éventuel et donc de l’éventuel approvisionnement du marché.

^[28] Dans le cadre de la mise en place du bouclier tarifaire annoncé par le Premier ministre Jean Castex le 30 septembre 2021, la limitation de la hausse du tarif réglementé de l’électricité à 4 % TTC en février 2022 a été  également permise par une augmentation exceptionnelle de l’ARENH. EDF a ainsi pour obligation de céder 20 TWh supplémentaires de sa production à un prix fixe de 46,20 €/MWh.

^[29] Cependant si la demande d’ARENH cumulée de l’ensemble des fournisseurs dépasse le volume proposé, ces derniers verront leur demande en partie satisfaite seulement (ce que l’on appelle « l’écrêtement ») et devront acheter le volume manquant sur le marché.

^[30] Pour plus de détails sur la détermination du prix de marché, voir l’idée fausse n°4

^[31] Si une interconnexion est saturée alors deux prix différents se forment dans chaque zone de prix de part et d’autre de la frontière interconnectée.

^[32] Le coût moyen des CEE actuellement intégré dans les TRV correspond au coût moyen d’approvisionnement d’EDF.

^[33] RTE et AIE, “Conditions et prérequis en matière de faisabilité technique pour un système électrique avec une forte proportion d’énergies renouvelables à l’horizon 2050 », janvier 2021

^[34] Les réserves opérationnelles sont des moyens de production ou d’effacement de la consommation à la disposition de RTE lui permettant d’intervenir en dernier ressort pour équilibrer le système, lorsque les marchés ne répondent pas à la demande ou en cas d’indisponibilité imprévue. Elles sont dimensionnées pour faire face à la possibilité d’un arrêt brutal de grands groupes de production ou d’une évolution subite de la consommation.

^[35] RTE, « Futurs énergétiques 2050 », 2021. La configuration où le nouveau nucléaire devrait se financer avec un coût du capital à 7 % contre 4 % pour les énergies renouvelables pourrait amener à un rapprochement significatif entre les scénarios avec du nouveau nucléaire (scénarios “N”) et le scénario sans nouveau nucléaire avec des grands parcs éoliens et solaires (scénario “M23”).

^[36] Voir par exemple CRE, Délibération N° 2018-216 du 18 octobre 2018

^[37] L’éolien et le solaire étant par exemple des technologies complémentaires du point de vue de leur production saisonnière

^[38] BVA et ORANO, « Les Français et le nucléaire : connaissances et perceptions », avril 2019

^[39] Schlömer S., T. Bruckner, L. Fulton, E. Hertwich, A. McKinnon, D. Perczyk, J. Roy, R. Schaeffer, R. Sims, P. Smith, and R. Wiser, 2014: Annex III: Technology-specific cost and performance parameters. In: Climate Change 2014: Mitigation of Climate Change. Contribution of Working Group III to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Edenhofer, O., R. Pichs-Madruga, Y. Sokona, E. Farahani, S. Kadner, K. Seyboth, A. Adler, I. Baum, S. Brunner, P. Eickemeier, B. Kriemann, J. Savolainen, S. Schlömer, C. von Stechow, T. Zwickel and J.C. Minx (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA.

^[40] Notons à ce propos que la technologie EPR présente un meilleur rendement thermique (passant de 33% à 37%) grâce à une augmentation de la pression du circuit secondaire, limitant la consommation de combustibles.

^[41] Myhre, G., D. Shindell, F.-M. Bréon, W. Collins, J. Fuglestvedt, J. Huang, D. Koch, J.-F. Lamarque, D. Lee, B. Mendoza, T. Nakajima, A. Robock, G. Stephens, T. Takemura and H. Zhang, 2013: Anthropogenic and Natural Radiative Forc- ing. In: Climate Change 2013: The Physical Science Basis. Contribution of Working Group I to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change [Stocker, T.F., D. Qin, G.-K. Plattner, M. Tignor, S.K. Allen, J. Boschung, A. Nauels, Y. Xia, V. Bex and P.M. Midgley (eds.)]. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA. Chapter 8, “FAQ 8.1 | How Important Is Water Vapour to Climate Change?”.

^[42] Base Carbone de l’Ademe

^[43] Les Echos, « Nucléaire et changement climatique : haro sur les idées reçues », août 2019