L'ancien PDG d'EDF, Luc Rémond, estimait qu'il fallait des prix du MWh aux alentours des 100 € pour pouvoir financer les futurs réacteurs nucléaires (EPR2).
Oui, et encore, les bruits de couloir que j'ai eu, c'est qu'il n'a pas osé demander plus. Mais oui, c'est inférieur aux 120-180 euros/MWh si on exclut le sourcing du combustible, son traitement, et le démantèlement.
C'est moins que les prix garantis des EnR (en complément de rémunération), qui sont entre 120 à 180 € le MWh. Et si les prix spot sont négatifs un peu partout et que l'on ne peut pas exporter les surplus, ce n'est même plus la peine...
Le fait que les prix SPOT soient négatifs n'est une conséquence d'un retard de l'adaptation des habitudes de consommation et du manque de flexibilité. On a besoin de l'énergie, ce n'est pas comme si on était excédentaire plusieurs jours voire semaines d'affilée (c.f. les 3TWh bridés que tu mentionnais plus haut par rapport aux ~400TWh consommés, mais on peut aussi citer comme exemple les business plans caduques des électrolyseurs pour faire naître une filière hydrogène, qui cherchaient à vouloir se financer en consommant à balle lors des épisodes de prix négatifs... qui ne représentent finalement pas assez d'énergie pour rentabiliser les installations).
L'Espagne, dont on parlait ce matin, est l'exemple même qu'il est possible de s'adapter à une cloche solaire *massive* sans en souffrir économiquement,.
Si on se concentre sur SPOT en particulier, on voit que bien souvent, les prix restent à 0 ou -0.1 euros/MWh : les acteurs capables d'absorber l'énergie excédentaire et ceux capables de réduire leur production sont en nombre suffisant. Le marché fait office, il n'y a pas surproduction, les blocs sont échangés à coût nul et les producteurs ne paient pas pour que leur énergie excédentaire soit consommée.
Quand les prix s'emballent, c'est un peu comme quand une autoroute arrive à capacité : il ne faut que très peu de voitures supplémentaires pour passer d'une circulation ralentie mais fluide à des bouchons s'étalant sur des dizaines de km.
Personnellement, je ne suis pas inquiet sur notre capacité à résoudre ces épisodes de prix négatifs dans les années à venir. Il faut un peu de volonté politique, mais les solutions sont là.
Quand au démantèlement, il est repoussé de plus en plus loin avec la prolongation des centrales, et intervient de moins en mois dans le calcul de leur rentabilité.
Il faudra pourtant le payer un jour, et il sera de taille. Je doute qu'il soit financé sur fonds propre par EDF... à mon sens, ce sera la collectivité qui passera à la caisse, mais on verra.
La cour des comptes, dans un rapport de 2020 sur le sujet, exposait que le coût de démantèlement de Fessenheim était estimé par EDF et Orano à 46.4 milliards d'euros en 2018, avec une marge d'aléas que la cour considère à renforcer et des coûts annexes potentiellement importants volontairement exclus par EDF de cette estimation.
(
https://www.ccomptes.fr/sites/default/files/2023-10/20200304-rapport-arret-demantelement-installations-nucleaires-2_0.pdf)
Fessenheim, c'est 2 réacteurs. Il y en a 54 autres.
Je ne suis pas antinucléaire, loin de là. Entre nucleaire et chargon/gaz, il n'y a pas le moindre doute à avoir. Mais pour avoir une discussion éclairée sur le sujet, il faut considérer tous les facteurs en jeu.
On subit en ce moment même une crise de combustibles fossiles avec une envolée des prix et on se souvent du chaos causé par la mise à l'arrêt de d'une grosse partie du parc nucléaire en 2022 pour craintes de corrosion sous contraintes.
Le sourcing de l'uranium expose la France à un risque géopolitique non négligeable car nos fournisseurs ne sont pas exactement stables politiquement.
Nous savons enrichir le combustible sur notre sol, mais une partie de la chaîne du retraitement du combustible est aujourd'hui toujours faite en Russie, il me semble, sans autre option viable. Le risque d'un conflit miliaire direct avec la Russie n'est pas aujourd'hui hors de portée.
La France a donc tout intérêt à diversifier son mix électrique, surtout dans un contexte européen où elle sert de stabilisateur (et génère un excédent de 5-6 milliards d'euros/an au passage, ce n'est pas rien pour les finances de l'état). Diversifier avec des énergies fossiles n'a pas de sens car plus cher que toutes les alternatives et sujet aux mêmes risques géopolitiques.
Diversifier avec du solaire et de l'éolien en a, même si il faut gérer leur variabilité et potentiellement payer un prix un peu plus élevé (discutable, l'éolien on-shore et le solaire au sol sont rentables et compétitifs sans EDF OA, c.f. le post d'Olivier ci-dessus).
L'argument massue en faveur du solaire et éolien est le même que pour l'hydraulique : il n'y a que du capex, l'opex est minime voire inexistant car il n'y a pas de combustible à approvisionner.
Le fait que les contrats EDF OA et le mécanisme de compensation de la CRE ait été mal calibré est un autre sujet, par contre.
Énergie