Débat public - En mer, en Normandie : de nouvelles éoliennes ?

Réponse officielle :

Réponse de la Direction générale de l'énergie et du Climat (DGEC, Maitre d'ouvrage)

I. Coûts de mise en projet et de maintien

Il n’existe pas un coût, mais des coûts, pour chacune des sources de production d’électricité :

-       le coût variable de production permet de comparer les compétitivités des différentes technologies sur les marchés de l’énergie. Pour l’éolien comme pour le photovoltaïque, ce coût est proche de zéro car le vent et le soleil sont gratuits, tandis que pour le nucléaire il s’élève à environ 25€2013/MWh. Ce montant correspond principalement aux dépenses liées au combustible et à l’exploitation de la centrale.

-        le coût de production évalue les dépenses restant à engager par l’exploitant d’une centrale pour la maintenir en exploitation. Outre les coûts variables, il inclut les coûts fixes d’exploitation, rapportés à la production sur la période considérée (souvent 1 an) ainsi que les coûts de traitement et de recyclage des combustibles usés dans le cas du nucléaire. Ce coût, estimé sur plusieurs années, permet d’évaluer la rentabilité d’un investissement sur le parc nucléaire au regard des trajectoires de prix sur les marchés.

-        le coût complet économique, ou coût total, qui tient compte, en plus du coût de production, des coûts de l’investissement, de la rémunération du capital et des amortissements.

Ces différents coûts permettent de comparer les filières technologiques entre elles sur plusieurs points. Cependant, dans le cadre d’une réflexion sur le mix électrique, ces comparaisons n’apportent qu’une information partielle, qui ne décrit pas le coût d’intégration dans le système électrique ou les services rendus au réseau. Seule une vision intégrée à la maille du système offre une vision du coût complet de chacune des options de mix possibles.

Il est proposé dans la réponse ci-dessous de faire un point sur l'investissement initial dans les projets nucléaire et éolien en mer et de comparer les coûts complets économiques de chacune de ces deux filières.

1. Eolien en mer : coûts d’un parc de 1GW

Le coût total d’un projet éolien en mer est de l’ordre de 1 à 2 Md€ pour 500 MW et d’environ 1,5 à 3 Mds€ pour 1 GW. Cela comprend la part d’investissement (développement, études, fournitures, assemblage, installation, mise en service, assurances), le fonctionnement (maintenance, logistique, exploitation, télécommunication, équipements informatiques, assurances) et le démantèlement. Le coût de raccordement est porté par le gestionnaire de réseau (Rte) via le Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité (TURPE). Pour les premières procédures de mise en concurrence attribuées en France, cela représentait en moyenne 300 M€ par raccordement.

Ces coûts restent indicatifs puisque l’État n’est pas le financeur de ces futurs parcs éoliens, ce sont des industriels qui construisent, entretiennent et démantèlent et donc financent les parcs éoliens. L’État s’engage seulement sur un coût de rachat de l’énergie produite (fiche 12 du DMO).

 Lors de l’attribution des premiers appels d’offres pour le développement de parcs éoliens offshore en 2012, pour amortir le coût de ces projets, il a été conclu que l’électricité produite sera vendue à un prix proche de 145 €/MWh. Ce prix est garanti par les pouvoirs publics, pendant 17 à 18 ans, c’est à dire que l’Etat s’engage à payer la différence entre le coût de vente sur les marchés de l'électricité et ce niveau de prix (soutien public). À l’issue de cette période, l’électricité sera vendue aux prix de marché ; ils sont volatiles mais sont de l’ordre de 35 à 50 €/MWh à ce jour. Le soutien public restant à payer pour ces premiers projets éoliens en mer déjà engagés se situe entre 20 et 23 Mds€[1], soit de l’ordre de 20% du total des engagements de l’État restant à payer pour les filières de production d’électricité renouvelable.

 Cependant, grâce notamment au développement de la filière de l’éolien en mer, le coût de soutien public par parc éolien en mer décroît fortement au fil du temps. Ainsi, pour le projet au large de Dunkerque, dernier projet ayant fait l’objet d’une procédure de mise en concurrence en France et attribué en juin 2019 à un consortium mené par EDF Renouvelables, le prix de référence fixé par le lauréat est de 44 €/MWh, soit aux alentours du prix de marché actuel. Ce niveau de prix permet de conclure que le soutien public devrait être nul voire positif pour l’Etat avec un gain estimé à moins de 1 M€.

 Le prix cible de l'énergie pour le projet de Normandie en débat est fixé par la PPE à 60 €/MWh mais, comme pour le projet de Dunkerque, on peut penser que la dynamique industrielle engagée en France, l’attribution de l’appel d’offres via la nouvelle procédure de dialogue concurrentiel ainsi que la mise à disposition par l’Etat des études de dérisquage contribueront à faire baisser ce prix cible.

2. Nucléaire

La Cour des Comptes a réalisé en 2014[2] une estimation du coût complet économique de production du parc existant avec différents scénarii et méthodes de calcul, des dépenses attendues pour l’exploitation, la provision (gestion des déchets et du combustible usé), investissements de maintenance, loyer économique, et provisions de démantèlement. Pour une hypothèse de durée de vie de 50 ans, la Cour des Comptes estime ce montant à 61,6 €/MWh.

 Le parc nucléaire ayant été construit dans un contexte économique et mercantile très différent du contexte actuel, il est difficile de traduire ce coût complet de revient en un coût d’investissement. On peut toutefois rappeler que les travaux dits de « grand carénage », travaux de maintenance engagés sur la période 2014-2025 destinés notamment à mettre les installations nucléaires aux normes de sûreté revues après l’accident de Fukushima et à permettre une prolongation de leur fonctionnement au-delà de 40 ans, représentent de l’ordre de 45 Md€2016 pour l’ensemble du parc, soit environ 10 €/MWh.

 Ces chiffrent valent pour le parc existant, construit dans la deuxième moitié du 20ème siècle. Les réacteurs EPR qui pourraient être intégrés dans le mix électrique de demain présentent des caractéristiques économiques différentes. C’est pourquoi le calcul de la Cour des Comptes n’intègre pas dans son chiffrage le coût de revient de l’EPR de Flamanville, et le rapport fait le constat suivant : « au regard de l’importance des coûts de construction [des EPR] par rapport à ceux des réacteurs de la 2ème génération, et même si les EPR sont censés avoir des coûts de fonctionnement moindres, il est probable que leurs coûts de production seront sensiblement supérieurs à ceux du parc actuel. » A titre illustratif, l’accord passé en octobre 2013 entre EDF et le gouvernement britannique pour le projet de Hinkley Point, fixe le prix de vente de l’énergie à 114 €2012/MWh. De même, EDF a indiqué que la construction de trois paires d’EPR2 en France entre 2025 et 2035 coûterait de l’ordre de 45 Md€, hors coûts financiers, si une telle décision était prise.

 II. Extraction des matières premières

1. Extraction de l’uranium

Le combustible nucléaire est fabriqué à partir d’uranium, qui a été extrait puis broyé, traité, affiné et enfin enrichi. Concrètement, en France, un réacteur nucléaire à eau sous pression (REP) de 900 MW consomme environ 27 tonnes d’uranium enrichi par an[3]. Le Canada est le plus important producteur et exportateur d'uranium au monde mais le métal lourd est présent dans des gisements souterrains de plusieurs régions du monde : Australie, Afrique du Sud, USA, France. 

 L’extraction minière de l’uranium comporte des risques pour la santé humaine. En effet, à l'état naturel, l'uranium peut émettre des produits radioactifs comme le radon, entraînant un risque de contamination par inhalation dans les milieux confinés.

D’après le rapport de l’OCDE[4] « extraction de l’uranium aujourd’hui : perceptions et réalités », les pratiques d’extraction de l’uranium sont actuellement très réglementées et très différentes, à plusieurs égards, des pratiques d’exploitation employées dans le passé afin de limiter les impacts potentiels de l’extraction et du traitement de l’uranium sur les travailleurs, les communautés et l’environnement. Entre autres, la mise en place de systèmes de ventilation à grande capacité permet d’évacuer constamment les poussières radioactives des zones de travail à risque élevé, dans les opérations minières souterraines et les usines de traitement de l’uranium.

Ces progrès ont permis aux niveaux d’exposition professionnelle d’être bien inférieurs aux limites réglementaires établies.

  2. Extraction des terres rares

Les aimants permanents utilisés dans les générateurs synchrones des éoliennes contiennent généralement 30% de terres rares – notamment du néodyme, dysprosium et du samarium. Ces aimants permanents permettent, entre autres, d’améliorer les rendements de conversion, de réduire la masse des générateurs d’environ 40% et les besoins de maintenance, et d’allonger la durée de vie des systèmes. L'un de leurs avantages est de supprimer la boîte de vitesse, et donc d'éviter l'usure de ses engrenages. En effet, contrairement à une installation terrestre d'accès facile, la maintenance en mer d’éolienne est rendue plus difficile du fait des conditions d’intervention (utilisation de navires, distance éloignée à la côte, mer agitée…).

Un générateur à aimant permanent de type attaque directe contient 650kg/MW[5] d’aimant permanent. La masse totale d’aimants permanents nécessaire, sous l’hypothèse que tout le parc français d’éoliennes offshores utilise une technologie à aimants permanents à attaque directe est d’environ 2300 tonnes dont 738 tonnes de néodyme et 138 tonnes de dysprosium. Si on se réfère aux prospectives de la PPE, on peut estimer que la capacité totale installée en mer à l’horizon 2030 s’établira entre 5.2 et 6.2 GW en 2028 ce qui correspond à un besoin annuel d’aimants permanents de 500 t/an. Sous l’hypothèse que tout le parc français utilise une technologie à aimants permanents à attaque directe, ce besoin annuel se déclinerait en 173t/an en néodyme et 33 t/an en dysprosium, soit moins de 6 % de la production annuelle en néodyme et plus de 30 % de la production annuelle en dysprosium. Cela correspond à 0.2% de la production mondiale de terres rares de 2015[6].

La production mondiale des terres rares pour les aimants permanents est exclusivement assurée par la Chine. L’extraction des terres rares présente, comme toute extraction minière et transformation métallurgique, des impacts environnementaux. En effet, l’extraction et la séparation des métaux et terres rares s’appuyant sur des traitements pyro/hydro métallurgiques conduisent à rejeter des résidus de traitement polluants, soit dans l’air (du fluor notamment), soit dans des lagunes affectant les eaux souterraines (avec des effluents chimiques). Ces gisements ont la particularité de contenir du thorium et de l’uranium induisant une pollution radioactive des différents rejets. Pourtant, il est aujourd’hui tout à fait possible d’extraire et de produire des terres rares en respectant des normes environnementales et sanitaires sévères. La situation évolue, surtout en Chine qui mène une grande campagne d’inspection depuis 2016, sur plus de 400 compagnies actives dans l’extraction et la transformation de terres rares.

Pour éviter ces écueils, d’autres technologies utilisant moins d’aimants permanents sont déjà développées pour l’éolien en mer (par exemple par MHI Vestas). En plus, il est estimé que l’éolien en mer bénéficiera dans 3 ans de technologies sans terres rares. Par exemple, la société GreenSpur Wind prévoit une technologie de générateur à aimants permanents en ferrite qui équipera les futurs modèles éoliens en mer jusqu’à 20MW. GreenSpur Wind a testé son prototype de générateur de 250kW fin 2019 et semble satisfaite des essais réalisés sur le site Catapult UK Offshore Renewable Energy (ORE). Il existe aussi des solutions de substitution : génératrices asynchrones ou génératrices synchrones sans aimant permanent, par exemple.

 II. Empreinte carbone

1. Nucléaire

D’après le GIEC[7], l’impact carbone de la filière nucléaire est estimé en moyenne à 12 gCO2/kWh.  

Le CEA a étudié la décomposition des émissions pour l’ensemble des activités de la filière : 

• Extraction, conversion et enrichissement de l’uranium : 49 % 

• Fabrication des combustibles UOx et MOx : 1 % 

• Traitement-recyclage des combustibles usés : 7 % 

• Stockage des déchets : 2 % 

• Construction, exploitation et démantèlement des réacteurs : 40 %

2. Eolien en mer

Selon le nombre d’éoliennes, leur puissance unitaire et le temps d’exploitation, le bilan carbone des parcs éoliens en mer français varie avec un facteur d’émission entre 14 et 18 g eq CO2 / kWh produit. Le rapport du GIEC de 2011 chiffre les émissions de l’éolien en mer entre 8 et 35 g eq CO2/kWh avec une médiane à 12 g eq CO2/kWh.

III. Démantèlement et recyclage

1.   Nucléaire

En France les déchets issus de la filière du nucléaire sont traités différemment en fonction de leur taux de radioactivité. Il existe plusieurs catégories de déchets radioactifs

Des éléments plus détaillés sur les filières de gestion de ces déchets sont précisées sur le site du débat public relatif au plan national de gestion des matières et des déchets radioactifs (PNGMDR) : https://pngmdr.debatpublic.fr/ et sur le site de l’Agence nationale de gestion des matières et des déchets radioactifs. Aux deux extrémités du spectre des déchets, on peut noter :

●       Le projet Cigéo a pour finalité la construction et l’exploitation du stockage géologique des déchets radioactifs de haute et moyenne activité à vie longue. Ce stockage doit être réalisé à 500 m de profondeur dans la couche d’argilite du Callovo-oxfordien (Cox), épaisse d’environ 130 m, en Meuse - Haute Marne. Plus d’informations sont disponibles sur le site Cigeo.gouv.fr et sur le site de l’Andra.

●       Les déchets de très faible activité (TFA) représentent la majorité des déchets radioactifs en volume. En effet, l’industrie nucléaire et le démantèlement des centrales génèrent d’importants volumes de déchets dont la majorité sont de Très Faible Activité (TFA) radioactive, estimés à un total de 2 200 000 m3 par l’ANDRA. Ces déchets seront principalement composés d’une partie des structures en béton des centrales. Pour les déchets TFA, ils sont stockés dans le Centre Industriel de Regroupement, d’Entreposage et de Stockage (CIRES), situé à Morvilliers dans l’Aube et géré par l’Agence Nationale pour la Gestion des déchets Radioactifs (ANDRA). La capacité du centre de stockage du CIRES, même étendue à 900 000 m3 sera atteinte en 2030 ; de nouvelles solutions de gestion sont donc en cours de discussion et ont été débattues dans le cadre du débat public sur le PNGMDR (cf. lien ci-dessus).

2. Eolien en mer

.Une fois les composants des éoliennes rapportés à terre, ils sont triés en fonction des matériaux qui les composent, de sorte à les recycler, les valoriser, ou les éliminer.

-   Les parties métalliques comme le mât et le rotor constituent plus de 90 % du poids des éoliennes : leur recyclage est déjà organisé dans les filières existantes. L’acier notamment se recycle très bien, la demande étant en constante augmentation.

-   Le défi le plus important sur le recyclage des éoliennes concerne les 10% restants, notamment des pales des éoliennes en mer, qui sont faites en matériaux composites.

Elles peuvent alors être broyées et valorisées comme combustible dans les cimenteries, en remplacement des carburants fossiles traditionnellement utilisés. Les cendres servent ensuite de matière première dans la fabrication du ciment. Cette technologie évite donc la production de déchets. Une autre possibilité consiste à utiliser le broyat de pales pour fabriquer de nouveaux matériaux composites. C’est notamment la solution mise au point par l’Université de Washington en collaboration avec General Electric (GE) et Global Fiberglass Solutions Inc (GFSI) de Seattle. Le produit obtenu à partir du broyage des pales serait aussi résistant que les composites à base de bois. De très nombreux usages peuvent être envisagés comme des dalles de sol, des glissières de sécurité le long des axes routiers, des plaques d’égout, des skateboards, des meubles ou des panneaux pour le bâtiment. En moins d’un an, GFSI a recyclé 564 pales selon cette méthode, et l’entreprise estime qu’elle pourrait transformer en produits utiles plus de 20.000 tonnes de déchets de matériaux composites dans les deux années à venir.

D’autre part, des travaux sont en cours pour optimiser le recyclage des parcs éoliens en mer. Ce sont des travaux que l’industrie éolienne fait aux côtés d’autres filières qui utilisent beaucoup les matériaux composites, comme l’aviation et le nautisme.

Seul le recyclage des terres rares est estimé à moins de 1 % des déchets produits et concerne essentiellement les déchets de fabrication. Le recyclage de produits en fin de vie est rendu difficile par des quantités souvent très faibles ou intimement mélangées à des impuretés dans les produits finaux.

En ce qui concerne les générateurs synchrones à aimants permanents des éoliennes, utilisés entre autres pour améliorer les rendements de conversion, réduire le poids et les besoins de maintenance, et allonger la durée de vie des systèmes, ils ne sont apparus que dans les années 2000 et ne sont pas encore en phase de démantèlement : la filière de retraitement reste à développer.

Pour aller plus loin :

-   rapport de l’ADEME Novembre 2019: “Terres rares, énergies renouvelables et stockage d’énergie” https://www.ademe.fr/sites/default/files/assets/documents/fiche-technique-terres-rares-energie-renouvelable-stockage-energie-2019.pdf

-   rapport de la Cour des Comptes : « Le coût de production de l’électricité nucléaire » Actualisation 2014. https://www.ccomptes.fr/sites/default/files/EzPublish/20140527_rapport_cout_production_electricite_nucleaire.pdf

[1] Hors poste en mer, non compris dans le périmètre de Rte pour les deux premiers appels d’offres (c’est-à-dire pour les 6 premiers parcs éoliens en mer).

[2] Rapport annuel du Comité de gestion des charges de service public https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/sites/ default/files/Rapport%20annuel%20du%20CGCSPE.pdf

[3] https://www.ccomptes.fr/sites/default/files/EzPublish/20140527_rapport_cout_production_electricite_nucleaire.pdf

[4] Le nucléaire expliqué par des physiciens de Paul Bonche directeur de recherche au CEA.

[4] Résumé détaillé « Managing environmental and health impacts of uranium mining “ AEN N°7046 OCDE 2014.

[5] Fiche technique de l’ADEME : Terres rares, énergies renouvelables, et stockage d’énergie, Novembre 2019.

[6] www.mineralinfo.fr/page/metaux-strategiques

[7] https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads/2018/02/ipcc_wg3_ar5_annex-iii.pdf