EDF et l’État jouent gros à Fessenheim (Haut-Rhin). La fermeture de la plus vieille centrale nucléaire du pays se doit d’être exemplaire. EDF, qui doit encore fermer les centrales à charbon du Havre (Seine-Maritime) et de Cordemais (Loire-Atlantique) d’ici à 2022, et arrêter dix à douze autres réacteurs nucléaires d’ici à 2035, veut y démontrer le professionnalisme de ses équipes et sa capacité à développer de nouveaux projets industriels. L’État doit, quant à lui, faire preuve de sa capacité à accompagner la reconversion économique de territoires touchés par la transition énergétique et écologique.
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Avec le virage du véhicule électrique, ils s’annoncent nombreux. Étape clé et symbolique du processus, l’arrêt définitif du deuxième réacteur à eau pressurisée de 900 MW de la centrale, dans la nuit du 29 au 30 juin, n’est pourtant qu’un jalon. EDF prépare l’après-Fessenheim depuis la décision finale prise par Emmanuel Macron, en 2017, de fermer la centrale, comme s’y était engagé son prédécesseur, François Hollande. À commencer par le reclassement des effectifs. Le 30 juin, lorsque la centrale a été déconnectée du réseau électrique, 640 salariés d’EDF travaillaient encore sur le site. Ils ne seront plus qu’une soixantaine, assistés d’une centaine de sous-traitants, différents de ceux de l’exploitation, pendant la phase de démantèlement, qui doit commencer vers 2025.
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Projet de technocentre
À l’issue d’un parcours personnalisé, tous les salariés qui quittent Fessenheim seront reclassés dans le groupe (160 000 personnes, dont 130 000 en France), pas forcément dans le nucléaire, mais chez Dalkia, Enedis et RTE. L’énergéticien pourrait pourtant ne pas fermer le site, même à l’issue du démantèlement, vers 2040. EDF a un projet de technocentre, avec une unité de recyclage des métaux issus du démantèlement des sites nucléaires. Sa construction pourrait débuter dès 2024, pour une mise en service en 2030. Il emploierait de 150 à 200 personnes. Le projet reste incertain. EDF, qui va recevoir plus de 490 millions d’euros d’indemnisation pour la fermeture de la centrale, demande aussi pour cet investissement près de 300 millions d’euros à l’État. Or le projet ne figure pas dans le contrat de territoire signé par les États français et allemand – une première – et les collectivités territoriales le 1er février 2019. Il a néanmoins reçu le soutien de la ministre de la Transition écologique et solidaire, Élisabeth Borne, favorable à une évolution de la réglementation sur les déchets nucléaires, pour en faciliter la réalisation.
D’ici là, EDF participera à un certain nombre des projets prévus dans le contrat et pourrait engager jusqu’à 13 millions d’euros. L’entreprise entrerait à hauteur de 4 millions d’euros dans les programmes portés par une nouvelle société d’économie mixte, qui n’a encore ni nom ni directeur, et qui permettrait de développer du foncier pour accueillir des entreprises. Une première zone EcoRhena de 90 hectares a été sécurisée. Une seule entreprise, l’Européenne de Biomasse, a pour l’instant déclaré son intention de s’y installer. Elle envisage, à l’horizon 2023-2024, un investissement de 50 à 90 millions d’euros pour la création d’une unité de production de granules de bois à haut pouvoir calorifique ou « black pellets » qui, selon sa taille, nécessiterait de 350 à 700 salariés.
Pluie d’investissements
L’électricien s’engagerait également à hauteur de 4 millions d’euros dans le projet de hub d’innovation dans le Haut-Rhin dédié à la transition énergétique, notamment l’hydrogène. Il participera aussi à la renaturation des anciens bassins des mines de potasse d’Alsace, en mettant à disposition 122 hectares pour la création de zones humides. Il investira 200 000 euros dans la prise d’eau sur le Grand canal d’Alsace. L’énergéticien proposera en outre 1 million d’euros sur dix ans dans un programme d’accompagnement des entreprises de la vallée du Rhin et donnera 3 millions d’euros aux collectivités locales pour revaloriser la concession hydroélectrique des Vosges, la station de transfert d’énergie par pompage de Lac blanc-Lac noir, qu’il n’exploite plus.
Les pouvoirs publics ont, pour leur part, déjà engagé 34,8 millions d’euros, dont 21,7 millions par l’État. Ils financent la reconversion de 298 sous-traitants (730 000 euros), la construction d’un terminal colis lourds dans le port rhénan de Colmar - Neuf-Brisach (1,8 million), un centre artistique (6,9 millions), des aménagements du Rhin (2 millions)... L’État investira aussi, sur vingt ans, 240 millions d’euros pour le développement de 300 mégawatts de capacités photovoltaïques dans le Haut-Rhin. La réhabilitation de la ligne de fret entre Colmar et Volgelsheim, en Allemagne, pour 8,9 millions d’euros, est actée. Celle d’une ligne de voyageurs Colmar-Fribourg est à l’étude. Quelque 200 000 euros sont aussi prévus pour des pistes cyclables. Des efforts qui ne compensent pas la perte d’emplois et de revenus fiscaux du territoire liée à la fermeture de la centrale d’EDF.
Le parc nucléaire d’EDF dans une situation critique
L’électricité nucléaire manquera peut-être l’hiver prochain. La fermeture de la centrale de Fessenheim n’y est pour rien. Les dates d’arrêt de ses deux réacteurs avaient été confirmées à l’automne 2019, alors même que le démarrage de l’EPR de Flamanville, prévu au début 2020, était repoussé à 2023. À l’époque, le gestionnaire du réseau électrique RTE assurait que l’on passerait les prochains hivers sans problème de sécurité d’approvisionnement, avec néanmoins un point de vigilance pour l’hiver 2022-2023, après la fermeture des centrales à charbon. Las, à cause de la crise sanitaire, EDF a dû arrêter des réacteurs pour économiser le combustible et décaler tout son planning de maintenance. Il manquera 6 gigawatts (GW) de capacités nucléaires en novembre et décembre 2020 et 3 GW en février 2021 par rapport au planning prévu avant la crise sanitaire. Mais on a échappé au pire. Sans le travail de reprogrammation réalisé par EDF, ce sont 15 GW qui auraient manqué cet hiver, alors que « les prévisions de consommation pour l’hiver prochain sont « à 1,5 ou 2 % près les mêmes que l’année dernière », explique François Brotte, le président du directoire de RTE. Mais aucun risque de black-out. La France peut compter sur 10 GW de capacité de production chez ses voisins. Avant d’être obligé d’utiliser le délestage, c’est-à-dire des coupures d’électricité ciblées, limitées et maîtrisées, RTE dispose d’une réserve de 7 à 8 GW de flexibilité entre l’interruptible chez les très gros consommateurs industriels, l’effacement chez les professionnels et le report de consommation chez les particuliers.
