C. Scénario "Retour à l'énergie nucléaire"

1. Contexte

Le 31 janvier 2003, le parlement belge adoptait la loi sur la sortie progressive de l'énergie nucléaire à des fins de production industrielle d'électricité1. Selon cette loi, aucune nouvelle centrale nucléaire ne pourra être construite (Art. 3) et les centrales nucléaires existantes devront être désactivées quarante ans après la date de leur mise en service industrielle (Art. 4). Le calendrier de déclassement des centrales, qui couvre la période 2015-2025, a été intégré dans le scénario de référence qui prend donc en compte cette composante nouvelle et importante de la politique énergétique belge. Néanmoins, il est intéressant de noter que la loi prévoit qu'en cas de "menace pour la sécurité d'approvisionnement en matière d'électricité" et "en cas de force majeure", le pays pourrait, à nouveau, avoir recours à l'énergie nucléaire pour la production d'électricité (Art. 9).

La Belgique n'est pas le seul pays européen à avoir opté pour un retrait du nucléaire, c'est le cas notamment des Pays-Bas, de l'Allemagne et de la Suède. Ce sont essentiellement les risques de prolifération et d'accident nucléaire et les risques liés à la gestion des déchets qui sont à l'origine de ces décisions. A l'inverse, d'autres pays souhaitent maintenir et même développer une production nucléaire comme la France, la Grande-Bretagne et la Finlande. Dans les deux premiers pays, les modalités de maintien et de développement du nucléaire ne sont pas encore complètement connues et font encore l'objet d'un examen ou de discussions. Ainsi, British Energy, l'exploitant des centrales nucléaires en Grande-Bretagne, examine la possibilité d'allonger la durée de vie des centrales existantes. La France débat actuellement de la loi d'orientation énergétique en ce compris le développement du nucléaire. En Finlande par contre, le feu vert a été donné en 2002 pour la construction d'une cinquième centrale nucléaire; fin 2003, à l'issue d'un appel d'offres, le choix s'est porté sur la technologie epr (voir infra). Les arguments avancés par ces pays pour maintenir le nucléaire sont d'ordre économique, environnemental ou technologique (maintien du know-how nucléaire).

A la lumière des résultats du scénario de référence montrant une augmentation significative des importations de gaz naturel et une croissance non moins significative des émissions de co2 due principalement à la production d'électricité à l'horizon 2020-2030, il nous a semblé intéressant d'évaluer dans quelle mesure un retour au nucléaire pourrait contribuer à contenir les développements projetés au-delà de 2020.

Un retour à l'énergie nucléaire, s'il est un jour envisagé par les autorités publiques sous couvert de l'article 9 de la loi du 31 janvier 2003, pourrait prendre plusieurs formes en fonction d'un arbitrage entre critères économiques, environnementaux et de sécurité2.

Une première perspective consisterait à allonger la durée de vie des centrales en activité jusqu'à soixante ans. Cette solution, mise en œuvre actuellement aux Etats-Unis3 et examinée en Grande-Bretagne, est considérée comme la plus compétitive et la plus rentable : le coût marginal de production d'électricité dans une centrale nucléaire existante est très bas. Cette solution procède essentiellement d'une décision technique et économique qui dépend de l'état des installations, du coût de remplacement des composantes, de la fréquence et de la nature d'incidents qui pourraient survenir. L'élément le plus sensible de la centrale nucléaire est la "chaudière nucléaire" dont toute défectuosité devrait entraîner la fermeture définitive de la centrale pour des raisons évidentes de sécurité. A notre connaissance, on ignore aujourd'hui la fraction du parc nucléaire belge qui pourrait fonctionner économiquement et sans risque jusqu'à soixante ans. En France, on estime4 que seule la moitié des réacteurs nucléaires pourront fonctionner jusqu'à cinquante ou soixante ans. Si le critère environnemental n'est pas primordial dans la décision de prolonger la durée de vie des centrales nucléaires existantes, cette solution permet de ralentir la progression des émissions de co2 et de réduire la dépendance énergétique. Enfin, l'allongement de la durée de vie a un impact relativement limité sur la production et la gestion des déchets nucléaires5, la majeure partie des déchets provenant du démantèlement des centrales dont le nombre est constant dans cette première perspective.

Une deuxième perspective combinerait l'extension de la durée de vie des centrales avec un renouvellement6 et une extension du parc actuel. Cette perspective rejoint les préoccupations nationales et régionales concernant à la fois la sécurité d'approvisionnement (liées à une dépendance accrue au gaz naturel pour la production d'électricité) et le respect du protocole de Kyoto ou plutôt de l'après Kyoto. Dans ce contexte, cette deuxième perspective est à considérer avant tout comme une réponse de politique énergétique parmi d'autres possibles. Etant donné l'horizon de l'étude (2030), le renouvellement et l'extension du parc nucléaire ne pourraient être réalisés qu'avec des réacteurs de troisième génération (voir encadré). Ce schéma de développement conduit donc à une augmentation de la production de déchets radioactifs. Cette deuxième perspective est l'option choisie actuellement en Finlande et débattue en France.

Une troisième perspective consisterait à sauter la troisième génération et à passer directement aux systèmes nucléaires de quatrième génération auxquels on attribue l'avantage de répondre à la plupart des objections sociales et géopolitiques relatives au nucléaire (voir encadré). Comme les applications commerciales de ces réacteurs ne seraient pas attendues avant 2025-2040, il ne sera pas question de cette perspective dans cette étude.

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Le choix de la France relatif au développement de l'énergie nucléaire n'est pas encore arrêté. En fait, le débat national sur l'énergie a fait apparaître deux orientations stratégiques correspondant plus ou moins aux deux dernières perspectives décrites ci-dessus. La première orientation voit dans les systèmes de troisième génération (l'epr7 en l'occurrence) un indispensable réacteur de transition. Ce type de réacteur pourrait être mis en service, lorsque les plus anciennes centrales nucléaires françaises pourraient devoir fermer soit aux alentours de 2020. Cette orientation est aussi guidée par des raisons de stratégie industrielle puisque l'epr a été conçu par la société française Framatome (et l'allemand Siemens). La seconde orientation préconise de postposer la décision d'au moins une décennie pour permettre d'ouvrir le choix à d'autres types de réacteurs, plusieurs modèles de quatrième génération étant à l'étude actuellement au niveau international. Les arguments avancés sont, d'une part, le caractère obsolète8 et non satisfaisant de la technologie epr9, et d'autre part, l'âge du parc électronucléaire français, la situation actuelle de surcapacité et l'exploitation encore incomplète des gisements d'économie d'électricité et des potentiels d'énergies renouvelables.

2. Description des scénarios "retour à l'énergie nucléaire"

Sur base de la description qui précède et de l'horizon de temps des projections énergétiques, deux scénarios ont été élaborés qui analysent l'impact sur le système énergétique belge et les émissions de polluants (principalement le co2) qu'aurait un retour à l'énergie nucléaire selon deux modalités que voici :

Les conditions d'une relance du nucléaire selon l'une ou l'autre des trois perspectives décrites ci-dessus ne dépendent pas uniquement de critères économiques (coûts de production dans les centrales existantes très bas), environnementaux (le nucléaire n'émet pas de co2) ou technologiques (diminution des risques par rapport à la technologie actuelle). Etant donné l'ouverture des marchés de l'électricité en Europe, le fonctionnement des centrales existantes et la construction de nouvelles centrales se heurtent à des problèmes de financement. En effet, le développement du nucléaire entraîne le financement de risques spécifiques, financement que des investisseurs privés pourraient ne plus vouloir assurer dans un marché électrique ouvert à la concurrence.

Ces risques sont de trois types10 : les risques de marché, les risques d'acceptation publique et les risques de coûts éloignés. Les risques de marché sont liés à la possible inadéquation entre un investissement de long terme et très lourd en capital et l'évolution du marché11. Un moyen de réduire ce risque consisterait à sécuriser les nouveaux investissements en centrales nucléaires par des contrats de fournitures de long terme garantissant prix et débouchés. Les risques d'acceptation publique pourraient entraîner une hausse des primes d'assurance ce qui détériorerait la compétitivité de la filière nucléaire. Enfin, les risques de coût éloignés découlent d'incertitudes quant à l'adéquation ou non des provisions établies pour couvrir les coûts liés au stockage des déchets et au démantèlement des centrales nucléaires. Dans ce contexte, il semble que le développement du nucléaire réclame une intervention de l'Etat pour le financement et pour la couverture de certains risques.

Dans le cadre de cette étude et plus particulièrement dans la mise en oeuvre des deux scénarios "retour à l'énergie nucléaire", la problématique du financement du nucléaire dans un marché ouvert à la concurrence n'est pas prise en compte. Dans le modèle primes, les décisions relatives au type d'investissement à réaliser par les entreprises de production d'électricité pour satisfaire la demande d'électricité se font sur base d'un taux d'actualisation de 8 %, taux généralement adopté dans le cadre d'une planification publique.

3. Résultats

Tout d'abord, les résultats indiquent que le développement du nucléaire selon les deux scénarios envisagés serait compétitif pour la production de base en Belgique selon la méthodologie (voir supra) et les hypothèses technico-économiques12 et d'évolution des prix internationaux des combustibles adoptées dans cette étude. En effet, dans les deux cas de figure, le nucléaire remplace des investissements en "base" projetés dans le scénario de référence.

a. Demande primaire d'énergie et émissions totales de polluants

Comme on pouvait s'y attendre, l'impact d'un retour à l'énergie nucléaire sur la demande primaire d'énergie provient essentiellement des transformations dans la structure de la production d'électricité. Les changements au niveau de la demande finale d'énergie sont en effet peu importants (cf. infra secton b.)

Au niveau de la demande d'énergie primaire totale (tableau 12), on observe une augmentation des besoins énergétiques par rapport au scénario de référence, qui s'échelonne de 2 à 3 % en 2020 et de 8 à 13 % en 2030, selon le scénario "nucléaire". Cet accroissement reflète principalement la convention statistique adoptée pour la chaleur nucléaire (voir, note de bas de page p. 20) qui attribue à la production d'électricité d'origine nucléaire un rendement de conversion inférieur à ceux atteints dans les nouvelles centrales thermiques (centrales au gaz à cycle combiné, centrales supercritiques au charbon, etc). En conséquence, à demande d'électricité égale, les besoins d'énergie primaire pour la production d'électricité sont supérieurs dans la filière nucléaire à ceux requis dans les nouvelles filières gaz et charbon.

Au niveau de la structure de la demande primaire d'énergie, des substitutions énergétiques ont lieu au détriment du gaz naturel et des combustibles solides. Ces changements trouvent à nouveau leur origine dans la production d'électricité, elles seront décrites et évaluées dans la section suivante.

En 2030, la consommation intérieure brute de charbon serait, selon le scénario "nucléaire", de 36 % à 73 % plus faible que dans le scénario de référence et ne représenterait plus que 10 et 4 % respectivement, de la demande primaire totale d'énergie. Comparée au niveau de 1990, la demande de charbon serait alors réduite d'un tiers dans le scénario "60 ans" et des trois quarts dans le scénario "60 ans + investissements". La même année (2030), la consommation de gaz naturel diminuerait également, mais de manière moins significative. Selon le scénario "nucléaire", la baisse s'élèverait à 12 ou 16 % par rapport au scénario de référence. Dès lors, la consommation de gaz naturel n'augmenterait plus que de 62 % et 55 % respectivement, entre 2000 et 2030, contre 84 % dans le scénario de référence. Dans les scénarios "nucléaire", la part du gaz naturel dans la demande primaire totale resterait pratiquement stable sur la période de projection, elle se maintiendrait dans un intervalle allant de 30 à 35 %.

Une conséquence directe des évolutions décrites ci-dessus est une dépendance moins forte, comparée au scénario de référence, du système énergétique belge vis-à-vis des importations d'énergie. Au cours de la période 2000-2020, la part des importations d'énergie dans la demande totale d'énergie se stabiliserait autour de 80 % alors qu'elle passait à 84 % en 2020 dans le scénario de référence. En 2030, les écarts entre scénarios s'accentuent puisque les importations d'énergie ne représenteraient plus que 81 % dans le scénario "60 ans" et 72 % dans le scénario "60 ans + investissements" contre 96 % dans le scénario de référence.

Les substitutions entre combustibles décrites ci-dessus ont un impact évident sur le développement des émissions de polluants d'origine énergétique. L'impact le plus significatif concerne les émissions de dioxyde de carbone et l'impact est d'autant plus important que l'horizon de temps est éloigné. Cela s'explique par la nature et l'ampleur des substitutions entre combustibles entre 2020 et 2030. Alors que l'année 2020 se caractérise par une substitution presque exclusive du gaz naturel par le nucléaire, le phénomène de substitution se focalise davantage sur le charbon en 2030, lequel est le combustible qui émet le plus de co2 par unité d'énergie.

L'allongement de la durée de vie des centrales nucléaires jusqu'à 60 ans (scénario "60 ans") aurait pour effet de réduire les émissions totales de co2 de quelque 3 % en 2020 et 15 % en 2030 par rapport au scénario de référence dans lequel la durée de vie des centrales nucléaires est limitée à 40 ans. En dépit de cet impact non négligeable, les émissions totales de co2 d'origine énergétique resteraient, en 2030, supérieures à leur niveau de 1990 (+18 %). L'accroissement des émissions de co2 entre 1990 et 2030 serait, dans ce scénario, pratiquement le même pour le secteur électrique et les transports (figure 28).

Dans le scénario "60 ans + investissements", l'impact sur les émissions totales de co2 est significatif : en 2030, les émissions seraient réduites d'un quart par rapport au scénario de référence. Cette évolution conduirait en fait à des niveaux d'émission totale de co2 en 2030 comparables à ceux de 1990 (+2 %). En 2030, seul le secteur des transports verrait ses émissions de co2 croître par rapport à 1990 et cet accroissement serait pratiquement compensé par les baisses projetées dans les autres secteurs (figure 29).

Les deux scénarios "nucléaires" ont également pour effet de réduire les émissions de so2 et de nox par rapport au scénario de référence mais dans des proportions moindres que pour le co2. Cela s'explique par la présence d'installations de désulfuration et de dénitrification15 dans les nouvelles centrales thermiques, installations requises par les législations régionales et limitant de manière significative les rejets dans l'atmosphère de so2 et de nox. Selon le scénario et l'horizon de temps, les réductions varieraient de 1 à 7 % pour le so2 et de 1 à 14 % pour le nox.

b. Consommation et production d'électricité

En 2030, la demande finale d'électricité serait légèrement plus élevée dans les scénarios nucléaires que dans le scénario de référence (+2 % et +3 % selon le scénario nucléaire). Cette hausse, qui se situerait dans une fourchette entre 2300 et 3300 gwh, est due à une meilleure compétitivité de l'électricité vis-à-vis des autres formes d'énergie, elle-même causée par une baisse du coût moyen de production (voir infra). Elle conduit à un relèvement du taux de croissance de la consommation électrique au cours de la période 2020-2030 qui de 0,8 % par an dans le scénario de référence, passerait respectivement à 1 % et 1,1 % par an dans les scénarios "60 ans" et "60 ans + investissements".

La structure de la production d'électricité serait par contre très différente de celle projetée dans le scénario de référence. Le maintien de la capacité nucléaire à son niveau actuel combiné ou non avec une extension de cette capacité se ferait au détriment, principalement, des centrales tgv au gaz naturel en 2020 et au détriment à la fois des centrales tgv et supercritiques au charbon en 2030. Par contre, la quantité d'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables resterait quasiment inchangée.

En 2020, la production d'électricité dans les centrales au gaz (principalement le tgv) serait réduite de 10 ou 15 twh16, selon le scénario nucléaire, par rapport au scénario de référence, ce qui représente 9 ou 14 % de la production totale d'électricité cette année là. Cette réduction serait compensée par une production supplémentaire équivalente dans les centrales nucléaires. La part du gaz naturel dans la production d'électricité ne serait dès lors plus que de 53 ou 49 %, contre 63 % dans le scénario de référence. En termes de capacités installées, cette évolution entraîne une baisse de l'ordre de 14 % de la capacité du parc de centrales au gaz (soit quelque 1900 mw). Quant à la consommation de gaz naturel pour la production d'électricité et de vapeur, elle accuserait un recul de 13 ou 17 % selon le scénario nucléaire.

Au-delà de 2020, l'augmentation de la production d'électricité nucléaire ne se ferait plus seulement au détriment du gaz naturel mais aussi au détriment du charbon, et l'ampleur relative de l'impact sur ces deux filières est fonction de l'évolution de leur attractivité pour la production en base. Comme, en fin de période de projection, les hypothèses d'évolution des prix internationaux des combustibles sont telles que la production d'électricité en base dans les centrales supercritiques au charbon devient compétitive par rapport à la production dans les centrales à cycle combiné au gaz, l'impact sur la première filière est relativement plus important que sur la seconde. Le rôle du charbon dans la production d'électricité en 2030, que ce soit en termes de consommation, de production ou de capacité installée, se verrait ainsi réduit de moitié dans le scénario "60 ans" par rapport au scénario de référence et à quantité négligeable dans le scénario "60 ans + investissements". Le gaz naturel se trouverait aussi affecté par le maintien et/ou le développement d'une production d'électricité d'origine nucléaire mais dans une moindre mesure. En 2030, il verrait sa part dans la production totale d'électricité passer à 40 % dans le scénario "60 ans" et à 30 % dans le scénario "60 ans + investissements", contre 58 % dans le scénario de référence.

Les modifications qu'introduisent les scénarios nucléaires, dans la structure de la production d'électricité relativement au scénario de référence ont un impact significatif sur les émissions de co2 du secteur électrique. En 2020, les émissions de co2 de ce secteur seraient inférieures de 12 % ou 16 %, selon le scénario nucléaire, par rapport au scénario de référence. Mais c'est surtout en 2030, quand les centrales nucléaires se substituent aux centrales au charbon du scénario de référence que les réductions sont considérables, elles seraient de 36 % dans le scénario "60 ans" et de 64 % dans le scénario "60 ans + investissements", par rapport au scénario de référence.

Si on traduit ces évolutions dans la perspective de l'après Kyoto, on voit que l'allongement de la durée de vie des centrales nucléaires existantes jusqu'à 60 ans conduirait à une hausse des émissions de co2 du secteur électrique de quelque 10 % en 2020 et 60 % en 2030 par rapport au niveau de 1990 (contre respectivement 28 % et 156 % dans le scénario de référence). Par contre, si l'allongement de la durée de vie des centrales nucléaires existantes est combiné avec une extension du parc nucléaire à hauteur de 60 % de la production totale d'électricité, les émissions de co2 du secteur électrique seraient 4 % plus élevées en 2020 mais 17 % plus basses en 2030 que celles de 1990 (voir figures 28 et 29).

Il convient de souligner que les réductions des émissions de co2 du secteur électrique évaluées dans les deux scénarios nucléaires, comparativement au scénario de référence, représenteraient des valeurs maximales pour l'impact d'un retour à l'énergie nucléaire. En effet, les hypothèses retenues dans les scénarios "nucléaires" qui consistent, d'une part, à prolonger la durée de vie de l'ensemble du parc nucléaire existant et, d'autre part, de considérer une couverture par les centrales nucléaire de 60 % de la production totale d'électricité, sont à interpréter comme des bornes maximum pour l'énergie nucléaire dans notre pays.

c. Coûts moyens de production de l'électricité et de la vapeur

L'allongement de la durée de vie des centrales existantes jusqu'à 60 ans résulte en une diminution du coût moyen de production de l'électricité et de la vapeur par rapport au scénario de référence. Cette diminution (-2 % en 2020 et -9 % en 2030 par rapport au scénario de référence) s'explique par une réduction des coûts annuels en capital et des coûts de combustible suite aux investissements évités en nouvelles centrales au gaz naturel et au charbon.

L'extension du parc nucléaire dans le scénario "60 ans + investissements" est le reflet d'un coût marginal de long terme plus bas pour la filière nucléaire comparativement aux filières gaz et charbon17. Un moindre coût marginal de long terme est l'un des deux critères qui sous-tendent, dans le modèle primes, les décisions d'investissement des producteurs d'électricité; l'autre critère consiste à satisfaire la demande future d'électricité. Par ailleurs, ce scénario conduit aussi à un abaissement du coût moyen de production de l'électricité et de la vapeur par rapport au scénario de référence. En 2020, la réduction serait d'environ 2 %. En 2030, elle serait plus significative et atteindrait 10 %.

1Moniteur belge du 28 février 2003.

2Ce dernier critère privilégie la réduction des risques liés à la production d'électricité nucléaire.

3Des permis d'exploitation pour une durée de vie totale de soixante ans ont été délivrés récemment à plusieurs dizaines de centrales américaines.

4Source : Framatome (Le Monde du 17 mai 2003).

5Comparé à la situation existante où les centrales nucléaires pourront fonctionnent pendant quarante ans.

6A savoir le renouvellement des centrales existantes qui ne pourraient pas fonctionner jusqu'à soixante ans.

7European Pressurised water Reactor.

8Le concept de l'epr a été développé à la fin des années 1980.

9En ce qui concerne notamment la production et la gestion des déchets radioactifs.

10Source : Jean-Marie Chevalier, professeur à l'Université Paris-Dauphine (La lettre de Confrontations, février-mars 2003).

11Dans un contexte de libéralisation des marchés, les taux de retour demandés par les investisseurs sont élevés, ce qui défavorise le nucléaire pour lequel la proportion des coûts fixes non récurrents dans les coûts totaux est élevée.

12Relatives aux différents types de centrales de production d'électricité (coût de capital, coûts de fonctionnement, rendement thermique, disponibilité, etc.).

13A comparer avec la Figure 22 du Chapitre ii consacré au scénario de référence.

14A comparer avec la Figure 22 du Chapitre ii consacré au scénario de référence.

15Ou de brûleurs à bas nox.

161 twh = 1 000 gwh

17Pour la production en base.