La Corée du Sud envisage de libéraliser l'« achat direct » d'électricité nucléaire : une voie à faible coût pour la décarbonation industrielle ou un nouveau défi pour le marché de l'électricité ?

Récemment, le député sud-coréen Lee Sang-hui a présenté, en son nom, une proposition d'amendement partiel à la loi sur les entreprises électriques, visant à ajouter un article 16-6 permettant aux exploitants nucléaires de fournir directement de l'électricité à des entreprises consommatrices spécifiques par le biais de contrats à long terme, sans passer par le marché de l'électricité existant. Selon la conception du projet de loi, les bénéficiaires visés comprennent principalement les entreprises sidérurgiques engagées dans la transition vers des technologies de production d'acier à faible émission de carbone et la transformation de leurs procédés, ainsi que les consommateurs d'électricité prévoyant de produire de l'hydrogène propre. La question centrale de cette proposition n'est pas seulement de savoir « si les entreprises peuvent acheter directement de l'électricité nucléaire », mais comment la Corée du Sud peut redistribuer les intérêts et les responsabilités entre la compétitivité industrielle, les objectifs de neutralité carbone, l'équité du marché de l'électricité et le coût du cycle de vie complet du nucléaire.

I. Contexte législatif : la décarbonation de l'industrie lourde se heurte à la « contrainte électrique »

La Corée du Sud propose cette conception institutionnelle en raison de pressions bien réelles. La sidérurgie, la pétrochimie, les semi-conducteurs et l'hydrogène sont des piliers importants de la compétitivité manufacturière sud-coréenne, mais ils se caractérisent généralement par une forte consommation d'énergie et de fortes émissions. Prenons la sidérurgie : la production d'acier traditionnelle par haut fourneau dépend du charbon comme agent réducteur et source de chaleur, ce qui en fait l'une des principales sources d'émissions de carbone industrielles mondiales. L'Agence internationale de l'énergie et d'autres institutions soulignent depuis longtemps que le secteur sidérurgique représente environ 7 % des émissions de dioxyde de carbone du système énergétique mondial, ce qui en fait l'un des secteurs les plus difficiles à décarboner.

Alors que le mécanisme d'ajustement carbone aux frontières de l'Union européenne, le CBAM, entre dans sa phase transitoire et prévoit de mettre en œuvre des obligations financières officielles en 2026, les entreprises orientées vers l'exportation subissent une pression accrue concernant l'empreinte carbone de leurs produits. Si les produits sidérurgiques sud-coréens ne peuvent pas prouver leur faible intensité carbone dans leur processus de production, ils pourraient supporter des coûts plus élevés lors de leur accès futur aux marchés européens et autres. Parallèlement, les chaînes d'approvisionnement multinationales d'Apple, Microsoft et des constructeurs automobiles accordent une importance croissante à la preuve de faible intensité carbone des matériaux en amont, et l'« attribut d'origine » de l'électricité achetée par les entreprises devient partie intégrante de la concurrence internationale.

Dans ce contexte, la demande d'électricité stable, à faible émission de carbone et à prix prévisible pour la production d'acier à faible émission de carbone et l'hydrogène propre augmente nettement. Le coût de la production d'hydrogène par électrolyse de l'eau dépend fortement du prix de l'électricité, et la réduction du minerai de fer par l'hydrogène nécessite également un soutien important en électricité à faible émission de carbone. Si les entreprises devaient se fier uniquement au marché spot ou aux prix à court terme de l'électricité, il leur serait très difficile de prendre des décisions d'investissement pour la transformation d'équipements de l'ordre de plusieurs milliards de dollars. Par conséquent, permettre aux entreprises d'acheter directement de l'électricité nucléaire par le biais d'accords à long terme constitue, en apparence, un ajustement du système de transaction d'électricité, mais en substance, une manière d'offrir une prévisibilité financière à la décarbonation de l'industrie lourde.

II. L'attrait de la transaction directe d'électricité nucléaire : une source d'énergie stable et des contrats à long terme

Les partisans estiment que l'énergie nucléaire présente deux avantages : premièrement, de faibles émissions de carbone pendant l'exploitation ; deuxièmement, une production d'électricité relativement stable. Contrairement à l'éolien et au photovoltaïque, fortement influencés par la météo et le moment de la journée, le nucléaire est mieux adapté aux industries de procédé à production continue telles que la sidérurgie, l'hydrogène et la chimie. Si les entreprises peuvent signer des contrats d'achat d'électricité de 10, 15 ans ou même plus avec les exploitants nucléaires, elles peuvent verrouiller une partie de leurs coûts d'électricité et réduire l'incertitude liée aux fluctuations futures des prix des combustibles et du marché de gros de l'électricité.

Une tendance similaire existe déjà à l'international. La France s'appuie depuis longtemps sur l'énergie nucléaire pour fournir à son système industriel une base électrique relativement faible en carbone ; aux États-Unis, on observe ces dernières années des cas de grandes entreprises technologiques, de centres de données et de fabricants signant des contrats d'achat d'électricité à long terme avec des projets nucléaires pour répondre à une demande d'électricité décarbonée en continu. Pour la Corée du Sud, compte tenu des conditions de ressources renouvelables, des contraintes foncières et des goulots d'étranglement du réseau encore existants, l'énergie nucléaire est considérée comme une option réaliste pour soutenir la décarbonation industrielle.

Mais il faut souligner que l'achat direct d'électricité nucléaire n'équivaut pas à un « canal d'électricité à bas prix ». La valeur d'un contrat à long terme réside avant tout dans la stabilité des prix et la confirmation de l'attribut carbone, et non dans une simple réduction de prix. Si l'objectif du dispositif est interprété comme la fourniture d'électricité bon marché à certaines grandes entreprises, des controverses sociales seront inévitables.

III. Première controverse majeure : les sources d'électricité à faible coût vont-elles « s'échapper » du marché public ?

Actuellement, l'électricité nucléaire sud-coréenne est principalement fournie à l'ensemble de la société via le marché de l'électricité. Si une partie de la production nucléaire est isolée pour être contractée directement avec des entreprises spécifiques, la question de savoir si les autres consommateurs supporteront des coûts plus élevés est une question à laquelle l'examen du projet de loi doit répondre.

Dans le système électrique, le nucléaire, le charbon, le gaz, les énergies renouvelables et le stockage maintiennent ensemble l'équilibre entre l'offre et la demande. Si des sources d'électricité à faible coût ou stables sont prioritairement attribuées à un petit nombre d'entreprises, les résidents ordinaires, les petites et moyennes entreprises et d'autres secteurs pourraient faire face à un coût moyen du système plus élevé. En particulier, dans un contexte où les prix de l'électricité en Corée du Sud sont soumis depuis longtemps à un contrôle politique et où la pression financière sur KEPCO est importante, toute « fourniture directe à bas prix » risque de susciter des controverses sur les subventions croisées.

Par conséquent, le prix du contrat doit refléter intégralement le coût de production d'électricité, les frais d'utilisation du réseau de transport et de distribution, la réserve système, le réglage de fréquence, les pertes en ligne, la gestion de la congestion, les services de règlement ainsi que les redevances politiques. Le nucléaire implique également des coûts à long terme liés au démantèlement, au traitement du combustible usé et aux investissements de sûreté, qui ne peuvent être exclus du contrat. Sinon, en apparence, les entreprises obtiennent de l'électricité bon marché, mais en réalité, elles transfèrent les risques en aval du nucléaire et les coûts système à l'ensemble des utilisateurs.

IV. Deuxième controverse majeure : qui est qualifié pour acheter de l'électricité nucléaire ?

Le projet de loi cible actuellement en priorité les secteurs de l'acier à faible émission de carbone et de l'hydrogène propre, ce qui est en partie raisonnable, car ces deux domaines présentent une grande difficulté de réduction des émissions, une forte demande d'électricité et une forte pression commerciale extérieure. Mais le problème est qu'une fois le mécanisme d'achat direct d'électricité nucléaire ouvert, les secteurs des semi-conducteurs, des batteries secondaires, des centres de données et de la pétrochimie pourraient également formuler les mêmes demandes. L'électricité nucléaire n'est pas une ressource illimitée, et sa répartition deviendra le cœur de l'équité des politiques.

Une approche plus raisonnable ne devrait pas utiliser la taille de l'entreprise ou le volume de consommation d'électricité comme seul critère, mais établir un mécanisme d'évaluation global. Par exemple : l'entreprise a-t-elle réellement réalisé de nouveaux investissements de réduction des émissions ? Le projet peut-il produire un effet clair de réduction du carbone des produits ? Entraîne-t-il des emplois locaux et de l'innovation technologique ? Est-il lié à de nouveaux investissements dans des sources d'électricité décarbonées ? Accepte-t-il une comptabilisation carbone par un tiers et la divulgation d'informations ? Si les entreprises achètent simplement de l'électricité nucléaire existante sans réellement faire progresser la transformation de leurs procédés, l'effet de la politique sera affaibli, voire réduit à une transaction de « label vert ».

De plus, la redistribution de l'électricité nucléaire existante n'augmentera pas le volume total d'électricité décarbonée du pays. Pour que le dispositif serve véritablement la neutralité carbone, il faudrait encourager les contrats d'achat direct d'électricité à être liés à de nouveaux projets nucléaires, à des investissements de prolongation d'exploitation, à la modernisation des équipements ou à l'expansion d'autres sources d'électricité décarbonées, afin que la demande des entreprises se transforme en offre bas carbone supplémentaire.

V. Réseau et certification : le succès du dispositif dépend des détails

Même si une entreprise signe directement avec un exploitant nucléaire, l'électricité réelle doit toujours dépendre du réseau public de transport et de distribution. À moins de construire des lignes dédiées, l'électricité ne peut pas être identifiée « point à point » au niveau physique. Par conséquent, il est nécessaire de clarifier les arrangements concernant les frais d'utilisation du réseau, le règlement des écarts horaires, l'achat d'électricité de réserve, les sources d'électricité de remplacement pendant les arrêts programmés pour maintenance, et les coûts de congestion régionale.

Si le contrat ne stipule que la quantité annuelle d'électricité sans traiter la correspondance horaire entre l'offre et la demande, il pourrait arriver que des entreprises affirment utiliser de l'électricité décarbonée à certains moments, alors que le système est en réalité complété par des sources fossiles. Cela affecterait la crédibilité de la certification carbone internationale. C'est particulièrement vrai pour l'hydrogène propre, car les exigences des différents pays et systèmes de certification concernant la source d'électricité, la correspondance temporelle, la corrélation géographique et l'additionnalité ne sont pas totalement identiques. Si la Corée du Sud souhaite que les entreprises obtiennent une reconnaissance internationale grâce à l'achat direct d'électricité nucléaire, elle doit établir un système de certificats d'attributs électriques traçable, vérifiable et empêchant les doubles déclarations.

En même temps, l'empreinte carbone des produits sidérurgiques n'est pas déterminée uniquement par l'électricité ; elle inclut également les matières premières, les agents réducteurs, les sources de chaleur, le transport et l'efficacité des procédés. L'achat direct d'électricité nucléaire peut réduire les émissions de la phase électrique, mais ne peut pas remplacer une comptabilisation complète du cycle de vie du produit.

VI. Commentaire : l'achat direct d'électricité nucléaire peut être expérimenté, mais ne doit pas devenir une subvention déguisée

Du point de vue de l'orientation politique, ce projet de loi a une signification positive. Il reconnaît que la décarbonation industrielle n'est pas un slogan, mais nécessite le soutien conjoint du système électrique, des contrats financiers et du système de certification carbone. Pour des secteurs difficiles à décarboner comme la sidérurgie et l'hydrogène propre, des contrats d'électricité décarbonée à long terme pourraient effectivement constituer une condition préalable importante à l'investissement dans la transition.

Mais la conception du dispositif doit éviter trois risques : premièrement, éviter de transférer à bas prix des ressources électriques publiques à un petit nombre d'entreprises ; deuxièmement, éviter que les entreprises n'obtiennent qu'un « nom décarboné » sans réduction réelle des émissions ; troisièmement, éviter de négliger les coûts à long terme liés à la sûreté nucléaire, au combustible usé, au démantèlement et à la compensation régionale.

Il est recommandé que la Corée du Sud introduise quatre mécanismes lors de l'examen du projet de loi : premièrement, établir des critères transparents d'évaluation des qualifications, centrés sur la contribution réelle à la réduction des émissions et les nouveaux investissements ; deuxièmement, établir des principes complets de tarification des coûts, en clarifiant les frais de transport et de distribution, les services système et les coûts en aval du nucléaire ; troisièmement, exiger la divulgation du volume total des contrats, de la fourchette de prix moyenne, des performances de réduction des émissions et des modalités de répartition des coûts, tout en protégeant les secrets commerciaux et en acceptant la supervision sociale ; quatrièmement, intégrer l'achat direct d'électricité nucléaire avec les énergies renouvelables, le stockage et la réponse à la demande dans un mix d'électricité décarbonée, plutôt que de créer une opposition simpliste entre « nucléaire et énergies renouvelables ».

Globalement, l'achat direct d'électricité nucléaire n'est pas une clé universelle, mais pourrait devenir un outil institutionnel important pour la transition bas carbone de l'industrie lourde sud-coréenne. Son succès ne dépend pas de l'ouverture ou non de la transaction elle-même, mais de la capacité à établir un ensemble de règles durables entre compétitivité industrielle, équité du marché, sécurité du système et réduction réelle des émissions. Ce n'est que lorsque les entreprises obtiennent une électricité stable tout en assumant les coûts correspondants et la responsabilité de la réduction des émissions que l'achat direct d'électricité nucléaire ne deviendra pas une nouvelle controverse de redistribution des intérêts, mais pourra véritablement servir la neutralité carbone et la modernisation du secteur manufacturier. (Les faits essentiels de cet article sont cités d'un reportage du Korea Energy Daily ; les proportions de coûts industriels, les cas, etc., sont fondés sur un raisonnement rationnel à partir de connaissances sectorielles courantes et ne sont fournis qu'à titre de référence pour les lecteurs.)