L'efficacité énergétique des bâtiments, des transports moins polluants... la loi dite Royal, adoptée par l'Assemblée nationale en octobre 2014 et qui votée par le Sénat le 3 mars, est un texte ambitieux. C'est aussi une loi qui promet de chambouler l'équation énergétique, et tout particulièrement électrique, française. Du moins sur le papier.
75% de nucléaire, 20% de renouvelables (dont environ les deux tiers d'hydraulique) et 5% d'énergies fossibles: voici, grosso modo et à quelques points de pourcentages près, le mix électrique français d'aujourd'hui. Mais dans 15 ans, il pourrait être totalement bouleversé.
Le projet de loi sur la transition énergétique pour la croissance verte fixe en effet quelques chiffres précis: la part du nucléaire dans la prodution d'électricité sera plafonnée à 50% à l'horizon 2025, avec une capacité maximale équivalente à celle d'aujourd'hui, c'est-à-dire 63,2 GW. La part des énergies renouvelables (thermiques et électriques) devrait passer à 32% de la consommation finale d'énergie en 2030, contre 14% aujourd'hui. Et leur poids dans la prodution d'électricité devrait passer de 20% à 40% à cette même date.
En 2030, autrement dit, on pourrait bien avoir un kwh à 50% nucléaire, à 40% renouvelable et à 10% thermique. Ce qui maintiendrait à peu près inchangé le bilan carbone de la production électrique.
Concrètement, toutefois, atteindre ce nouvel équilibre ne sera pas forcément simple.
1.La consommation électrique ne devrait pas sensiblement diminuer
D'abord, parce que la consommation électrique ne devrait pas diminuer très sensiblement. Certes, depuis quelques années (et comme en témoigne le dernier bilan énergétique de la France) la consommation énergétique de la France a légèrement diminué sous l'effet conjugué de la crise économique mais aussi d'une baisse de l'intensité énergétique, autrement dit de la quantité d'énergie nécessaire pour produire la richesse nationale. Le projet de loi ambitionne d'aller bien plus loin, puisque son objectif est de «réduire notre consommation énergétique finale de 50% en 2050 par rapport à la référence 2012 en visant un objectif intermédiaire de 20% en 2030».
La consommation électrique, elle, ne devrait pas suivre une tendance aussi nette: certes, la croissance rapide des dernières décennies s'est interrompue. Depuis 2011, la consommation électrique corrigée des aléas climatique est stable, note par exemple RTE (le gestionnaire du réseau électrique) dans son bilan prévisionnel 2014.
Mais l'électricité reste une énergie proportionnellement de plus en plus utilisée, notamment dans le secteur résidentiel: qu'il s'agisse de chauffage, y compris utilisant une partie importante de renouvelables (pompes à chaleur par exemple), de véhicules (électriques ou hybrides), de technologies de l'information, ou même de cuisson alimentaire, l'électricité est toujours plus sollicitée. «Les nouveaux usages sont plutôt favorables à l'électricité», estime RTE qui conclut:
«L’effet à la hausse des transferts d’usage et des nouveaux usages est estimé dans une fourchette comprise entre 4% et 9% de la consommation de l’année 2013.»
2.50% de nucléaire, est-ce réaliste?
Si la loi fixe un objectif de 50% de production électrique à partir de nucléaire, «cette volonté de diminuer la part du nucléaire est désormais assez généralement partagée», estime Fabien Roques, professeur associé à l’université Paris-Dauphine et vice-président à Compass Lexecon. Car le nucléaire est le plus efficace s'il fonctionne «en base», autrement dit en continu, indépendamment des pics journaliers ou hebdomadaires de consommation.
Moduler l'utilisation des réacteurs –ce que doit faire aujourd'hui EDF– n'est guère productif. La plupart des pays partisans de l'atome affichent des ratios compris entre 30% et 50% de leur production issue du nucléaire. Le plafonnement prévu par la loi est donc techniquement pertinent, même si, bien évidemment, il ne résoud pas le débat entre partisans et opposants à l'atome sur la légitimité de cette source de production électrique.
Mais même plafonné à 50%, reste à savoir si le nucléaire du futur sera financièrement abordable.
Les centrales ne pourront plus, bientôt, fonctionner au même coût qu'aujourd'hui. L'âge moyen du parc français est en effet d'environ 25 ans: les plus anciennes se préparent à fêter leurs 38 ans (Fessenheim), la plus jeune (Civaux 2), ses 16 ans. Prévues pour fonctionner 30 ans, les centrales sont soumises tous les dix ans à un examen approfondi de l'ASN, l'autorité de sûreté nucléaire qui autorise ou non, et à certaines conditions, la poursuite de l'exploitation. Celle-ci a déjà permis à certains réacteurs de poursuivre leur exploitation au-delà de la barre fatidique (comme Fessenheim), mais ces décisions ne constituent pas un gage valant pour tous les réacteurs, chaque décision étant individuelle.
En outre, le prolongement de la durée de vie à 40 ans, voire 50 ans ou 60 ans, n'a absolument rien de gratuit, puisque cela implique de lourds travaux de mise à niveau, encore obérés par les préconisations de l'ASN pour tenir compte des enseignements de Fukushima (dont le coût est estimé à une dizaine de milliards d'euros).
Construire des réacteurs tout neufs à la place des anciens ne sera pas forcément meilleur marché: plus personne, aujourd'hui, ne peut décemment avancer à combien reviendra un mégawattheure produit par un EPR ou équivalent, tant les premiers chantiers (et même les EPR commandés en Grande-Bretagne) affichent des budgets qui n'ont plus aucun rapport avec les prévisions réalisées au cours de la décennie passée.
Une chose est sûre: vue l'importance des délais nécessaires pour obtenir les autorisations, puis construire de nouveaux réacteurs, l'éventuelle décision quant à la construction de nouveaux réacteurs ne pourra pas attendre encore une décennie. Les discussions devront commencer au début des années 2020. Ou alors, cela reviendrait à programmer la disparition à plus ou moins long terme –selon la durée de vie acceptée par l'ASN– de l'électricité nucléaire. Loin des 50% annoncés.
3.40% de renouvelables?
Dans l'hypothèse où le nucléaire contribuerait à 50% du bilan électrique hexagonal, miser sur 40% de renouvelables est un pari.
Une telle croissance des renouvelables n'a techniquement rien d'impossible: la plupart des technologies existent, les potentiels sont réels. Economiquement, l'équation ne semble pas non plus irréalisable: qu'il s'agisse d'ores et déjà d'hydro-électricité ou d'éolien on-shore, et peut-être, bientôt, de photovoltaïque, les coûts de production sont en ligne avec ce que l'on connaît de l'évolution des prix de marché.
Sans doute la rentabilité d'autres technologies (éolien en mer par exemple) est-elle moins évidente à court terme. Personne ne sait non plus quel effet aura la refonte des mécanismes d'aides actuels (la fin programmée du tarif de rachat par EDF, contre l'émergence d'une prime) sur le développement de l'offre de renouvelables.
Mais la plupart des nouvelles ENR électriques (hors hydroélectricité) étant intermittentes (autrement dit, ne fonctionnant pas en continu), d'autres centrales doivent pouvoir prendre le relai lorsqu'elles sont à l'arrêt. Des centrales que l'on peut arrêter et faire démarrer facilement, comme les centrales hydrauliques, ou à gaz. Mais pas du tout comme des centrales nucléaires.
Limiter à 10% la part de la production électrique thermique dans un bilan électrique constitué à 40% de renouvelables semble donc délicat.
4.Changer les habitudes
A moins que les consommateurs ne bouleversent leurs habitudes de consommation. Réduisent leur consommation, notamment en période de «pointe». C'est un aspect évoqué clairement dans la loi. Mais d'autres pistes sont possibles.
A cet égard, celle lancée par Emmanuel Beaurepaire, secrétaire du Groupement des flexi-consommateurs industriels d’énergie, dans le Monde, est intéressante: pourquoi, demande-t-il en résumé, les industriels les plus électro-intensifs n'adapteraient-ils pas leur calendrier de production pour profiter des périodes (mars-novembre) où les renouvelables, et notamment l'éolien, produisent trop d'électricité par rapport aux besoins? Des périodes où le prix de l'électricité est parfois... négatif sur les marchés de gros.
Sans doute cette proposition n'est-elle pas facile à mettre en oeuvre, mais elle a l'immense mérite de poser une question intéressante: alors qu'on ne parlait, jusqu'à récemment, que de la façon d'assurer les «pointes de consommation», beaucoup d'experts s'interrogent désormais sur la meilleure façon d'utiliser les «surplus». Transformer l'électricité en hydrogène, la «donner» à des industriels? Sans doute la réflexion n'en est-elle qu'à ses débuts.
