À 19 milliards d’euros, l’EPR est encore moins cher que l’éolien

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Nous nous intéressons ici uniquement à l’investissement, l’évaluation des coûts complets se heurtant à l’opacité du secteur des ENR.

Par Michel Negynas.

La comparaison des coûts entre les différentes filières de production de l’électricité est un exercice quasi impossible. En effet, les filières éoliennes et solaires sont intermittentes et produisent de manière aléatoire (les syndicats de ces filières disent de manière prévisible, certes plus ou moins, mais aléatoires quand même.)

Et elles sont prioritaires sur les réseaux, qui doivent acheter leur production quelle que soit la situation. C’est ce qui permet aux media de clamer « qu’au premier semestre de cette année, les ENR ont produit plus que les fossiles pour la première fois. »

Un contexte perverti

Lorsqu’on regarde les chiffres, on constate en effet que sur les 40 % affichés par les ENR, 18 % sont le fait de l’hydraulique, non subventionnée, elle, qu’il a fallu solliciter pour compenser la variabilité des autres ENR. Et on découvre que la « performance » est essentiellement due à la baisse drastique de la consommation pendant la pandémie : les fossiles et le nucléaire devant réglementairement s’effacer devant le solaire et l’éolien, il n’est pas étonnant qu’ils aient moins produit…

Les raisonnements sur ce sujet de l’énergie sont donc plein d’embûches : comment chiffrer l’avantage d’être prioritaire, le besoin de secours durant les intermittences ? Tout cela peut donner lieu à des débats sans fin. Nous nous intéressons ici uniquement à l’investissement, l’évaluation des coûts complets se heurtant à l’opacité du secteur des ENR et  aux difficultés signalées ci-dessus.

L’énormité des investissements qu’il faudra consacrer au renouvellement de notre parc nucléaire en fait reculer plus d’un. On s’offusque du coût faramineux de Flamanville et on a raison de déplorer ce fiasco. Mais que disent les chiffres ?

Dans un but de simplification, nous allons nous livrer à l’exercice suivant : comparer les coûts d’investissement de l’éolien et du nucléaire dans le cas de la fourniture d’électricité de base, c’est-à-dire en continu tout au long de l’année. Nous partirons d’une capacité à installer de 40GW, qui est à peu près ce dont nous avons besoin au  minimum en France en été, et d’une période de 60 ans, durée de vie d’un EPR.

Premiers calculs

Le coût de l’éolien terrestre est d’environ 1,5 millions d’euros/MW (éoliennes modernes de 2 à 3 MW, les plus courantes chez nous) avec une capacité effective liée à l’intermittence (c’est-à-dire la capacité qu’il faut pour  remplacer une éolienne par une centrale classique) de 25 % de sa capacité nominale, soit donc un coût équivalent de 6 millions d’euros/MW effectif.

En fait, c’est un coût minoré, car les dispositifs de raccordement et de stabilisation, rendus nécessaires à cause des caractéristiques de la fourniture de ces ENR, sont à la charge du réseau.

La durée de vie nominale d’une éolienne est de 20 ans.

Il est probable que ce coût ne va pas fortement baisser. La technologie est maintenant mature. Certes, on va encore améliorer le rendement, mais on va équiper des sites de moins en moins venteux, et on ne pourra pas aller au gigantisme comme en éolien off shore, où on annonce des engins grands comme la tour Eiffel pour 14 MW.

Un EPR a une capacité de 1600 MW et, compte tenu de son taux de marche comprenant les pannes et arrêts pour maintenance, une capcité effective de 1400 MW effectif. Sa durée de vie nominale est de 60 ans.

Pour comparer les deux, il faut intégrer qu’on va construire trois fois l’éolienne pendant la durée de vie de l’EPR. On dépensera donc trois fois plus en éolien qu’avec un EPR, soit 18 millions d’euros/MW effectif.

On voit qu’on peut donc dépenser jusqu’à 25 milliards d’euros pour un EPR sans dépasser le coût au MW effectif de l’éolien !

Le coût estimé par EDF d’une série de 6 EPR dans une situation « normale » (c’est-à-dire avec EDF en vrai maître d’œuvre, des aciéries sachant élaborer de l’acier et des soudeurs sachant souder et une stabilité des normes de sécurité) est de 7,5 milliards. Ce chiffre est crédible, les EPR chinois ont coûté 6 milliards d’euros. Pour remplacer le parc actuel, à 40 GW, il faudra 29 EPR, soit 217 milliards. C’est énorme et ça fait peur car c’est massif.

Mais pour avoir l’équivalent en éolien, sur 60 ans, il faudrait 720 milliards répartis en trois vagues… et installer 160 GW soit 53 000 éoliennes de 3MW. Certes, l’investissement éolien est plus étalé dans le temps que le nucléaire, la comparaison doit se faire entre montants actualisés.  Mais la différence est telle que cela ne change rien au raisonnement.

Mais ce calcul n’est pas correct

Il raisonne en capacité de fournir une énergie équivalente produite annuellement. Sauf que pour l’éolien, la différence c’est qu’on n’a pas toujours cette énergie au moment où on en a besoin. Pour alimenter le réseau il faut donc stocker quand il n’y a pas de vent. Et stocker une quantité énorme d’énergie pendant des temps longs : il est arrivé qu’il y ait trois semaines consécutives sans vent sur toute l’Europe.

Il faut donc évaluer les coûts d’investissement des moyens de stockage associés. C’est un exercice délicat, car il n’existe pas encore vraiment de technologie crédible à hauteur des volumes et du temps de stockage en jeu. À ce jour, et probablement définitivement, seuls le pompage et la fabrication de gaz hydrogène ou méthane semblent physiquement envisageables. Le pompage (les STEP) est actuellement de loin le moins cher et le seul opérationnel. Mais les ordres de grandeur sont effrayants.

Par exemple, pour subvenir aux besoins, il faudrait transformer quasiment toute la région Auvergne en deux lacs de retenue ! Les estimations (EDF) chiffrent l’investissement d’une STEP entre 0,5 et 2 millions d’euros/MW, mais c’est pour des installations plus modestes.

Pour profiter des vents forts, il faut installer 160 GW (capacité éolienne) moins 40 GW (fournis directement au réseau), soit 120 GW de stockage. Ce problème est d’ailleurs général pour des équipements installés en aval des énergies intermittentes : l’investissement n’est utilisé qu’à 25% de ses capacités. C’est pour cela, entre autres, que ce serait une gabegie d’installer des électrolyseurs alimentés uniquement par des ENR intermittentes.

Si on table sur un milliard d’euros par MW d’installation, cela fait 120 illiards à ajouter si la durée de vie de l’installation est de 60 ans. Et pour l’instant, on ne voit pas comment réaliser physiquement un tel investissement, pour des raisons sociales et environnementales.

Cela se complique…

Car le stockage a un rendement qui n’est pas égal à un ! Dans le cas des STEP, c’est 80 %. Dans le cas du stockage de gaz, ce serait au mieux de 30 à 50 %… Le compte n’y est pas. Supposons que la part de l’énergie équivalente fournie pour le stockage soit égale à l’énergie fournie en direct, dans le cas des STEPS il faut 10 % d’éoliennes en plus, et dans le cas du stockage gaz,  au moins 25 %.

L’addition finale

Pour constituer une capacité de base de 40 GW en éolien équivalente à celle qu’on aurait avec du nucléaire, ceci  sur 60 ans, il faut :

  • 920 milliards d’euros pour l’éolien avec stockage en STEP dans une estimation très optimiste et une faisabilité très problématique ou
  • 217 milliards d’euros pour le nucléaire type EPR dont deux exemplaires produisent déjà en Chine.

Évidemment, sur 60 ans, les coûts peuvent évoluer, des ruptures technologiques peuvent nous surprendre… mais c’est vrai pour les deux filières.

On pourrait faire le même calcul pour le solaire : ce serait pire car même à coût du MW identique, le taux  de capacité équivalente du solaire est de 11 %, contre 25 % pour l’éolien.

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