Fessenheim, symbole d’un gâchis français : quand la politique ignore l’industrie et le climat

Resume executif

La fermeture de la centrale nucleaire de Fessenheim, decidee pour des motifs politiques et actee les 22 fevrier et 29 juin 2020, constitue l'une des decisions energetiques les plus couteuses de l'histoire francaise recente. Cette analyse quantifie methodiquement les differentes composantes de ce cout, en distinguant trois scenarios de remplacement et en explicitant les hypotheses structurantes.

Resultats principaux (2020-2041, couts bruts hors externalites carbone) :

• Scenario bas : 11,4 Md€ (prix spot a 50 €/MWh, cout nucleaire a 25 €/MWh)
• Scenario median : 17 Md€ (prix spot a 65 €/MWh, cout nucleaire a 20 €/MWh)
• Scenario haut : 22,7 Md€ (prix spot a 85 €/MWh, cout nucleaire a 15 €/MWh)

Couts nets (apres deduction du Grand Carenage evite : 1,35-2,25 Md€) : 10 a 20 Md€

En integrant le cout carbone comme externalite (5-10 Md€ selon methode PRG), la fourchette atteint 15 a 31 Md€.

Impact carbone : 70 a 108 MtCO2 additionnelles selon le mix de remplacement retenu (methode classique PRG100). Avec prise en compte du GNL (42% des imports UE) et du PRG20 du methane, l'impact monte a 134 MtCO2e et le cout carbone de 7,4 a 9,8 Md€.

Impact social : environ 2 000 emplois directs et indirects affectes, 5 000 personnes impactees (familles incluses).

1. Energie pilotable perdue : 11 TWh par an

Caracteristiques techniques de Fessenheim

La centrale de Fessenheim, mise en service en 1977, disposait de deux reacteurs a eau pressurisee (REP) de 900 MW chacun, soit une puissance installee totale de 1 800 MW. Selon les donnees EDF, la production moyenne annuelle s'etablissait a environ 11 millions de MWh, soit 11 TWh par an.

Verification du facteur de charge :

La production theorique maximale se calcule ainsi : 1,8 GW × 8 760 heures = 15,77 TWh/an a 100% de disponibilite. Une production reelle de 11 TWh correspond donc a un facteur de charge d'environ 70%, coherent avec les moyennes du parc nucleaire francais qui oscille entre 65% et 75% selon les annees (arrets pour maintenance, recharges combustible, modulations).

Nature de la perte : electricite pilotable et bas-carbone

La fermeture de Fessenheim ne represente pas simplement la perte de 11 TWh d'electricite quelconque. Il s'agit d'electricite presentant trois caracteristiques strategiques majeures :

Pilotabilite : contrairement aux energies renouvelables intermittentes (eolien, solaire), le nucleaire produit sur demande, 24h/24, independamment des conditions meteorologiques. Cette capacite de production garantie est essentielle pour la stabilite du reseau electrique.

Bas-carbone : avec environ 6 gCO2e/kWh en cycle de vie complet selon l'UNECE (2021), le nucleaire emet 80 fois moins de CO2 que le gaz naturel et 130 fois moins que le charbon.

Competitivite economique : le cout marginal de production d'une centrale nucleaire existante se situe entre 15 et 30 €/MWh selon le perimetre retenu (voir section 2 pour le detail).

2. Cadrage methodologique : cout variable nucleaire

Decomposition du cout de production nucleaire existant

Le cout de production nucleaire se decompose en plusieurs strates, selon le perimetre temporel et comptable retenu :

Choix methodologique : pour evaluer le cout d'opportunite de la fermeture, nous retenons le cout marginal court terme (15-30 €/MWh), qui represente le cout reellement evite par la fermeture a horizon 1-3 ans. Les couts fixes (personnel, maintenance programmee) auraient ete engages de toute facon.

Analyse de sensibilite au cout nucleaire

Le choix du cout de reference a un impact significatif sur le resultat :

Point central retenu : 20 €/MWh, correspondant a la somme du combustible (~8 €/MWh) et de l'O&M variable (~12 €/MWh). Les fourchettes integrent systematiquement une sensibilite ±5 €/MWh.

3. Evolution des prix spot et surcout de remplacement

Prix spot historiques (source RTE)

Calcul des surcouts historiques (2020-2024)

Avec un cout nucleaire de reference a 20 €/MWh :

Projection 2025-2041 : trois scenarios de prix

Surcout cumule 2020-2041 (energie seule) :

• Scenario bas : 9,5 Md€
• Scenario median : 14 Md€
• Scenario haut : 18,5 Md€

4. Scenarios de remplacement et impact carbone

Critique de l'hypothese "100% gaz"

L'hypothese d'un remplacement integral par du gaz CCGT, utilisee dans les analyses standards, est simplificatrice. En realite, le mix de remplacement marginal depend de la situation du systeme electrique europeen :

• En periode de forte demande : gaz et charbon marginaux
• En periode de faible demande : imports, hydraulique, ENR
• En situation de stress : effacement, voire delestage

Trois scenarios de mix de remplacement

Facteurs d'emission par scenario

Calcul du facteur d'emission moyen par scenario :

Bilan carbone cumule 2020-2041 par scenario

Note methodologique : le scenario B (mix europeen) est retenu comme reference centrale car il reflete mieux la realite des echanges transfrontaliers et des mecanismes d'ajustement.

4.4 Correction GNL et fuites de methane (PRG20)

Les calculs precedents utilisent les facteurs d'emission conventionnels bases sur le gaz naturel par gazoduc. Or, depuis 2022, la structure d'approvisionnement europeenne a radicalement change : le GNL represente desormais 42% des importations de gaz de l'UE (134 bcm en 2023), dont 45% en provenance des Etats-Unis.

Le probleme du GNL et du methane

Le GNL genere des emissions supplementaires a trois niveaux :

• Liquefaction : 8-9% des emissions totales (energie intensive)
• Transport maritime : 5-6% (combustion + boil-off)
• Fuites de methane : 2-4% de la chaine (extraction, liquefaction, transport)

Le methane (CH4) est un gaz a effet de serre particulierement puissant :

• PRG100 (potentiel sur 100 ans) : 28-34 fois le CO2
• PRG20 (potentiel sur 20 ans) : 80-84 fois le CO2

Le PRG20 est plus pertinent pour les decisions climatiques a court terme (horizons 2030-2050).

Facteurs d'emission corriges

| Gaz pipeline (reference UNECE) | 490 | 49…