Voilà qui ne va pas faire l’affaire du gouvernement. Alors que la fermeture des centrales à charbon en 2022 était présentée comme le principal fait d’arme écologique de cette mandature, le gestionnaire du réseau électrique RTE vient semer la pagaille. À l’occasion de la présentation du bilan électrique prévisionnel 2021-2030, Xavier Piechaczyk, le président du directoire de cette filiale indépendante d’EDF (50,1 %), a expliqué pourquoi la centrale électrique de Cordemais (Loire-Atlantique), qui fonctionne au charbon, ne devait pas fermer en 2022.
Encore trois hivers sous vigilance
La centrale à charbon EDF du Havre a cessé de produire le 10 mars 2021. Le système électrique français aura, en revanche, besoin de celle de Cordemais (1 GW) jusqu'en 2026, estime RTE. Ce, en raison de la moindre disponibilité du parc nucléaire dû au Covid-19, mais aussi des retards qui s'accumulent: sur la trajectoire énergies renouvelables (ENR) terrestres et de l’éolien en mer prévue dans la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE); dans la construction de la centrale combinée gaz de Landivisiau (Finistère); et, surtout, le nouveau report à 2023 (au mieux) de la mise en service de l’EPR de Flamanville (Manche), qui ne produira que partiellement au début. Cordemais devrait encore fonctionner au charbon jusqu’en 2024 puis à la biomasse de récupération, selon le projet Ecocombust d’EDF, pourtant remis en cause par l'Autorité environnementale, jusqu’en 2026. Ensuite, seulement, elle pourrait fermer.
En effet, comme pour l’hiver 2020-2021, la sécurité d’apprivoisement sera sous vigilance pour les trois hivers de la période 2021-2024, avec des marges de flexibilité inférieures aux critères de sécurité d’approvisionnement. S’il démarre bien en 2023, l’EPR de Flamanville ne produira que partiellement durant l’hiver 2023-2024 et devra être arrêté en 2024 pour sa première visite de contrôle, après un premier cycle de combustible de 18 mois.
Système plus résilient en 2030 si...
La période 2024-2026 sera, elle, considérée comme "de transition", avec notamment la mise en service progressive des quatre premiers parcs éoliens en mer du grand Ouest - Saint-Nazaire, Fécamp, Saint-Brieuc et Courseulles-sur-Mer -, et la montée en charge de Flamanville 3, qui redonneront des marges acceptables. Il faudra attendre 2027 pour une meilleure disponibilité du parc nucléaire avec la sortie du grand carénage et l’atteinte des objectifs renouvelables de la PPE vers 2028 pour retrouver des marges de sécurité d’approvisionnement confortables, selon RTE.
À condition qu’il n’y ait pas de fermeture anticipée de deux réacteurs nucléaires entre 2025 et 2026, comme évoquées dans la dernière PPE. "Vu d’aujourd’hui, nous estimons que les conditions prévues dans la PPE, cumulatives et très exigeantes, pourront très difficilement être remplies", a expliqué le président de RTE.
En revanche, "à l’horizon 2030, la France serait plus résiliente qu’elle ne l’est aujourd’hui", avance Xavier Piechaczyk. Une affirmation assise sur des modélisations prenant en compte des stress tests, par exemple une absence totale de vent, l’interruption simultanée non programmée de dix réacteurs nucléaires (demandée par l’ASN pour raison de sûreté), une grande vague de froid ou une limitation des importations européennes. Alors même que la consommation en 2030 aura progressé à 500 TWh, soit 5 % de plus qu’en 2019, avec la montée en charge des véhicules électriques et surtout de la production d’hydrogène à partir de 2025. Pour la suite, il faudra attendre la fin de la consultation sur le mix électrique 2050 et les décisions politiques sur le nucléaire.
