Le nucléaire, atout maître de la France (Tribune)

L’annonce faite par le président de la République à Belfort le 10 février d’un renouveau de la filière nucléaire Française avec notamment la construction de 6 EPR2 pour une mise en service à partir de 2035, est l’occasion de faire un tour d’horizon du nucléaire en France et de préciser ses perspectives.

Situation actuelle du mix électrique Français, forces et faiblesses

Le « mix de production d’électricité » français est un des moins émetteurs de CO2 d’Europe, principalement grâce au nucléaire et à l’hydraulique. Le solaire et l’éolien sont encore de petits contributeurs de cette performance.

La notion la plus importante pour la sécurité d’alimentation électrique du pays est la puissance mobilisable pour faire face aux pointes de consommation. Celle-ci ne peut reposer que sur des moyens de production pilotables : nucléaire, thermique à flamme et une bonne partie de l’hydraulique. Par nature l’éolien et le solaire, dont la production est fatale et adaptable seulement à la baisse, ne peuvent être pris en compte qu’à la marge.

À titre d’exemple, en janvier 2022, la France comme une partie de l’Europe de l’ouest a connu un régime anticyclonique (fréquent en hiver) pendant 3 semaines avec des températures basses sur tout le territoire donc une consommation soutenue, avec une faible contribution éolienne et pas de solaire aux pointes du matin et du soir.

La figure ci-dessus montre l’empilement des productions d’électricité sur la période du 17 au 21 janvier 2022 et la contribution en puissance de chaque filière à la pointe de la période (le 21 janvier à 9h15). Le nucléaire produisait à 81% de sa puissance installée (en fait à son maximum disponible sur toute la période compte-tenu des 10 unités en arrêt de maintenance) et le gaz à 66% alors que l’éolien était à 20% (et en général plus faible sur la période) et le solaire à 7% (et absent aux pointes du soir). L’hydraulique assurait l’ajustement de puissance. La consommation était alors de 82 500 MW (pointe du matin). La puissance produite étant au total de 76 371 MW, les imports fournissaient un complément de 6129 MW.

La puissance totale installée mobilisable à la demande en France était en 2013 de l’ordre de 100 000 MW. Du fait principalement de la fermeture progressive d’une bonne partie des centrales à fuel et charbon et de la fermeture de Fessenheim en 2020, elle n’est plus que de 85 000 MW si tous les moyens sont disponibles et si le stockage hydraulique[1] est suffisant pour fournir 15 000 MW à la pointe.

Or il est indispensable de disposer d’une marge pour faire face à des arrêts fortuits d’installations et aux contraintes de réseau (L’Autorité de sûreté Nucléaire demande également depuis plusieurs années une marge dans les capacités de production). On peut donc en réalité compter sur 80 000 MW au maximum. La pointe de consommation en janvier 2022 a atteint 86 000 MW et la pointe de février 2012, plus exceptionnelle, a été de 102 000 MW.

La capacité de puissance importable par les interconnexions est théoriquement de 14 000 MW et il est prévu de renforcer le maillage entre pays européens. Mais nos voisins seront-ils capables de nous aider par grand froid alors que leurs moyens pilotables se réduisent comme chez nous progressivement au profit du solaire et de l’éolien ?

En conclusion, la France est très vulnérable et va le devenir encore plus dans l’avenir. Il va sans dire que la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE) actuellement en vigueur, traduction de la « Loi de Transition Energétique pour une croissance verte », qui prévoit l’arrêt de 12 réacteurs nucléaires entre 2026 et 2035 et fait reposer la croissance de la production sur le développement à marche forcée du solaire et de l’éolien, doit être révisée en profondeur !

Les annonces d’E. Macron à Belfort le 10 février 2022 (résumé) :

Pour permettre à notre pays d’atteindre la neutralité carbone en 2050, il faut baisser de 40% nos consommations d’énergie finale en réduisant drastiquement la consommation d’énergies fossiles. La volonté de réindustrialiser le pays et les transferts d’usage vers le vecteur électrique devraient se traduire par une augmentation de 60% des besoins en électricité par rapport à aujourd’hui.

En conséquence il faut poursuivre le développement des moyens de production renouvelable et lancer un programme nucléaire ambitieux, gage d’indépendance énergétique et nécessaire pour assurer le socle de production :

– Prolongement du fonctionnement de tous les réacteurs actuels qui peuvent l’être sans rien céder sur la sûreté. EDF devra étudier dès maintenant les conditions d’une prolongation au-delà de 50 ans.

– Construction d’une série de 6 EPR2. Concertation publique dès cette année et examen au parlement de la PPE révisée en 2023 pour permettre une première mise en service en 2035.

– En complément, EDF étudiera la possibilité de 8 EPR2 additionnels et le développement de petits réacteurs modulaires (SMR) avec un premier prototype pour 2030.

– Déploiement massif des ENR : d’ici à 2050, multiplier par 10 la puissance installée de solaire, doubler celle de l’éolien terrestre et installer 40 000 MW d’éolien en mer.

D’emblée, le Président s’inscrit dans la variante la plus ambitieuse de l’étude[2] RTE « futurs énergétiques 2050 », celle qui doit permettre une reconquête industrielle de notre pays, avec des process industriels plus efficaces au plan énergétique. Cette variante mise sur une augmentation de 60% de la consommation d’électricité au lieu de 35% pour le scénario de référence. Notons que cette augmentation de 60% est, vue d’une partie des experts, encore sous-évaluée.

On le voit, les annonces sont fortes et s’inscrivent sur le long terme. Elles reposent sur un certain nombre de paris techniques, industriels et sociétaux. Nous ne développerons pas ici la pertinence ni les conditions du déploiement massif de l’éolien et du solaire. En revanche, nous allons examiner les différentes facettes du programme nucléaire annoncé et les conditions de sa réussite.

Ce programme nucléaire est, rappelons-le, vital pour la sécurité d’alimentation électrique du pays et d’autant plus nécessaire que les usages de l’électricité sont appelés à se développer fortement. Il faudra vérifier qu’aux échéances clef (2035 et 2050) le socle de production mobilisable en toute circonstance : nucléaire, thermique à gaz (qui devra être décarboné en 2050) et hydraulique, est adapté avec des marges suffisantes.

Le nombre de réacteurs qu’il faudra réellement construire jusqu’à 2050 et au-delà ne pourra être précisé que progressivement en fonction de multiples facteurs dont les capacités industrielles et les questions de souveraineté énergétique[3] . Le premier train de 6 réacteurs EPR2 qui vient d’être confirmé permettra de vérifier d’ici à 2035 la faisabilité et la nécessité des 8 réacteurs additionnels et d’autres possibles.

Perspectives de durée de fonctionnement du parc actuel (réacteurs de 2ème génération)

En France, les réacteurs nucléaires n’ont pas de durée maximale d’exploitation définie a priori. L’Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN) délivre une autorisation de fonctionnement pour chaque réacteur nucléaire par période de 10 ans à l’issue de chaque visite complète décennale. Le cycle des 4émes visites décennales (VD4) des réacteurs de 900 MW a commencé début 2020[4] avec Tricastin 1, dans le cadre du grand carénage : remplacement de gros composants, réexamen de sûreté et élévation du niveau de sûreté pour se rapprocher du standard des réacteurs de 3ème génération.

L’ASN a délivré en février 2021 un accord générique sur le contenu des VD4 des réacteurs de 900MW et délivre donc ensuite une autorisation pour chaque réacteur à l’issue de sa Visite Décennale en fonction de ses résultats. En complément, une enquête publique est systématiquement réalisée sur la prolongation du fonctionnement de 10 ans (elle vient de se terminer pour Tricastin 1). Les VD4 des réacteurs de 900 MW (32 réacteurs) vont s’étaler sur une dizaine d’années et ce sera le tour des réacteurs de 1300 MW (20 réacteurs) et enfin celui des réacteurs N4 (4 réacteurs). Il s’agit là d’un challenge industriel majeur.

Les conditions nécessaires pour prolonger le fonctionnement des réacteurs au-delà de 50 ans (VD5) vont maintenant être étudiées plus précisément par EDF. On peut espérer qu’ils pourront pour la plupart fonctionner jusqu’à 60 ans et pour certains d’entre eux au-delà mais l’arrêt progressif des réacteurs actuels est de toute façon inéluctable à l’horizon 2050-2060.

Construction de nouveau nucléaire (réacteurs de 3ème génération), conditions et délais

La feuille de route est claire depuis l’annonce du 10 février. EDF peut maintenant aller de l’avant avec l’ensemble de la filière industrielle dont elle est le chef de file, pour mener à bien dans un premier temps la construction de 3 paires d’EPR2 avec l’objectif d’une mise en service du premier réacteur de la première paire en 2035-2037. Le nucléaire est une industrie de temps long, il est donc impératif que l’orientation politique qui vient d’être prise s’inscrive dans la durée.

La première paire sera construite sur le site de la centrale existante de Penly (Seine maritime). Le dialogue avec les parties prenantes du territoire, qui serait le 1er site à accueillir une paire d’EPR2, est déjà amorcé, préalable aux différentes décisions et autorisations réglementaires : Décret d’Autorisation de Création (DAC), permis de construire, Déclaration d’Utilité Publique …

Dès l’obtention du permis de construire les travaux préparatoires de site pourront commencer. Le premier béton de l’ilot nucléaire pourra intervenir après la signature du DAC.

Il faudra veiller à ce que le débat public n’interfère pas avec ce calendrier.

Choix de l’EPR2, pourquoi et qu’est-ce qui le différencie de l’EPR

Actuellement, il existe 4 sites EPR dans le monde :

  • Olkiluoto 3 en Finlande : 1 réacteur construit à partir de 2005 ; après de nombreux déboires, le réacteur a commencé à fonctionner en décembre 2021 et le raccordement au réseau est prévu en mars 2022
  • Flamanville 3: 1 réacteur construit à partir de 2007 ; les retards successifs du chantier laissent prévoir un démarrage au second trimestre 2023
  • Taishan en Chine : 2 réacteurs construits à partir de 2009 et raccordés au réseau respectivement en 2018 et 2019
  • Hinkley-pointC en Angleterre : 2 réacteurs en construction depuis 2016 ; le premier devrait entrer en service mi-2026

Pour donner suite à une demande du chef de l’Etat en 2018, EDF avait remis au gouvernement mi-2021 un dossier complet d’offre pour la construction de 6 réacteurs EPR2 à construire par paire sur des sites pré-identifiés (Penly, Gravelines et un site vallée du Rhône : Bugey ou Tricastin).

Le modèle EPR2 est une évolution de l’EPR, de même puissance, qui conserve le même niveau de sûreté et intègre tout le retour d’expérience de construction et de fonctionnement du modèle EPR. Il est conçu pour être intégré dans un système électrique à forte composante énergies renouvelables (manœuvrabilité). L’un des principaux enjeux d’EPR2 est d’améliorer la constructibilité de l’EPR, dès la conception, afin de le rendre plus compétitif.

Dès juillet 2019, l’ASN a émis un avis positif sur le Dossier d’Options de Sûreté (DOS) d’EPR2 soumis par EDF, confirmant ainsi le bon niveau de sûreté des principales options de conception retenues.

En février 2021 EDF a transmis à l’ASN le rapport préliminaire de sûreté. Cette instruction anticipée doit permettre de sécuriser la date d’obtention du Décret d’Autorisation de Création.

La filière industrielle nucléaire française

Les capacités de la filière étaient très diminuées par l’absence de nouveaux projets après la construction du parc actuel (fin des années 1990). Son image était dégradée par les problèmes de qualité de Framatome (notamment une maîtrise insuffisante des opérations de soudage), et par les difficultés de pilotage du projet Flamanville 3 par EDF.

En 2018, La filière industrielle a été regroupée au sein du Groupement des Industriels Français de l’Energie Nucléaire (GIFEN) : 3 200 entreprises dont 85% sont des TPE et PME, 220 000 emplois directs et indirects.

Un contrat de filière a été signé avec l’état début 2019 avec EDF comme chef de file afin de redonner cohérence et dynamique à la filière.

Historiquement architecte industriel, le groupe EDF a intégré en 2018 son fournisseur de chaudière nucléaire : FRAMATOME (ex-AREVA) et un accord préliminaire vient d’être signé avec General Electric pour l’intégration de sa Division « Power » (ex-Alstom) qui fabrique les turbines de l’EPR à Belfort.

Suite au rapport de JM.Folz sur le retour d’expérience du projet Flamanville 3 et en complément des démarches déjà mises en œuvre par le GIFEN depuis 2018, EDF a lancé en décembre 2019 le Plan « Excell » afin de permettre à la filière nucléaire de retrouver le plus haut niveau de rigueur, de qualité et d’excellence.

Excell est un levier puissant pour préparer EDF et la filière nucléaire à la réalisation du programme EPR2. La phase 2, lancée en octobre 2020, s’est centrée sur l’atteinte de 25 engagements autour de la chaine d’approvisionnement, la standardisation, les compétences de la filière, la gouvernance et la fabrication/construction conforme du 1er coup. Un an plus tard, les cibles sont annoncées globalement atteintes, parfois dépassées. La phase 3 vise à pérenniser, au sein d’EDF et de l’ensemble de la filière, les actions engagées et les bonnes pratiques retenues. Toute la filière nucléaire est engagée dans cette poursuite de l’excellence, sous l’animation du GIFEN, et 44 entreprises ont déjà mis en œuvre des Plans « Excell in quality »

Financement des futurs projets EPR2

La construction de 6 EPR2 nécessite beaucoup de capitaux. Pendant les phases de développement et de construction, aucun revenu ne vient compenser les dépenses qui sont très importantes. Un tel projet ne peut donc être porté par EDF dans son bilan actuel. Le coût du capital, qui peut varier de 1% à 10% selon le mode de financement, est un élément clef de la compétitivité du projet. Pour l’instant, l’Etat ne s’est pas positionné sur le mode de financement à retenir, sachant que différentes solutions sont possibles et que la commission européenne aura son mot à dire… Ci-dessous, 3 modèles à titre d’exemple :

  • A Hinkley Point C nous sommes sur un « Contract for Difference » : les tarifs de vente d’électricité à venir sont garantis par l’Etat Anglais mais le risque de construction est laissé à l’industriel. Le coût de financement du capital est élevé.
  • A Olkiluoto il s’agit d’un financement coopératif auquel participent des gros clients électro-intensifs en échange de la fourniture d’électricité à prix coutant. Le coût du capital est modéré.
  • Pour le projet Sizewell C le financement pourrait être assuré en « Regulated Asset Base » avec des prix de vente garantis et un partage du risque de construction entre les investisseurs, les consommateurs et l’Etat. Dans ce cas, le coût du capital serait modéré.

Après un double audit de la proposition remise par EDF en 2021, un récent rapport du gouvernement juge robuste le montant proposé pour les 3 paires d’EPR2 de 51,7 Md€ 2020 hors coût du capital. Le coût ramené au MWh produit pourrait varier de 40€/MWh pour un coût du capital de 1% à 100 €/MWh pour un coût du capital de 7%.

La taxonomie européenne vise à classer les activités favorables à la protection de l’environnement et du climat, afin d’y orienter les flux financiers. Elle est un label permettant à de gros investisseurs de s’engager sur le long terme. Fin janvier, après de longues et âpres discussions entre l’Allemagne et la France, la Commission a publié un nouvel acte délégué pour le secteur de l’énergie qui intègre le nucléaire et le gaz dans la taxonomie, en tant qu’énergies de transition. Même si cette intégration est assortie de conditions restrictives, c’est une bonne nouvelle pour le financement des projets nucléaires.

Développement des SMR, où en est la France et pour quoi faire

Les Small Modular Reactors (SMR), ou petits réacteurs modulaires, développés depuis une vingtaine d’années, sont des centrales nucléaires de petite taille fabriquées sous forme de modules. Cette technologie permet une fabrication industrielle en série, moins coûteuse et moins chronophage que celle des grands réacteurs, le dispositif étant ensuite installé directement sur site. Chaque module est composé d’un réacteur enfermé dans une cuve métallique, elle-même immergée dans un bassin d’eau. Plusieurs modules peuvent être assemblés.

Leur puissance étant beaucoup plus faible (150 à 170 MW par module – soit 10 fois moins qu’un EPR), il y a moins de chaleur à évacuer en cas d’accident et l’on peut utiliser des systèmes de sûreté reposant sur la convection naturelle passive.

La France dispose de son propre projet, baptisé Nuward. Ce SMR de 2 x 170 MW est le fruit d’une collaboration entre le CEA, EDF, Naval Group et TechnicAtome. Lancé en septembre 2019, ce projet a récemment pris de l’ampleur à la suite des annonces gouvernementales en faveur du développement de SMR.

A priori, notre pays n’aurait pas besoin de ce type de réacteur pour alimenter son réseau national, en revanche de nombreux pays pourraient être intéressés par cette technologie qui représente une alternative bas carbone aux centrales à charbon ou qui peut être utilisée pour alimenter des régions non interconnectées. Leur construction-déconstruction modulaire permet aux fournisseurs de conserver la maîtrise des opérations les plus complexes ; ce qui permet leur exploitation dans des pays d’accueil sans infrastructures industrielles lourdes.

La France doit montrer son savoir-faire pour espérer tirer son épingle du jeu dans la compétition internationale où les Russes, les Américains et les Chinois avancent vite !

En France, les SMR pourraient notamment être utilisés pour produire de l’hydrogène « vert » par électrolyse, ce vecteur énergétique étant semble-t-il promis à un grand avenir pour les usages difficiles à électrifier.

Perspectives pour la génération 4

A moyen terme, les réacteurs de 4ème génération ont vocation à succéder aux réacteurs de 3ème génération, en déploiement, et à ceux de 2ème génération, en fonctionnement. Encore au stade de la recherche ou du prototype industriel au sein des plus grands pays nucléaires, ces « réacteurs du futur » permettront notamment de beaucoup mieux valoriser la ressource uranium et de réduire la production de déchets à haute activité et vie longue. Si ces réacteurs venaient à remplacer ceux existants, l’uranium appauvri (sous-produit du processus d’enrichissement des combustibles actuels) stocké à l’échelle mondiale, suffirait pour les alimenter pendant de nombreux siècles.

La France était en pointe il y a 25 ans avec le Réacteur à Neutrons Rapides (RNR) refroidi au sodium de Superphénix (1240 MWe) arrêté définitivement en 1997 sur décision du gouvernement de l’époque. Elle a vu son avance fondre progressivement faute de soutien politique. Le projet ASTRID, lancé par le CEA en 2010, incluait la construction d’un nouveau RNR ; il a finalement été mis sous le boisseau par le gouvernement en 2019 pour des raisons budgétaires au prétexte de non nécessité urgente.

À noter que certains réacteurs de 4e génération pourraient se déployer en tant que petits réacteurs modulaires (SMR). Des start-ups, notamment américaines et françaises, travaillent sur ce concept pour des petits réacteurs à sels fondus.

De bonnes perspectives

On le voit, l’aventure industrielle nucléaire n’est pas un long fleuve tranquille mais les perspectives de cette filière de production d’électricité bas carbone et économique sont bonnes, pourvu que le soutien politique soit sans faille dans la durée. La France, forte de son retour d’expérience unique et des améliorations continues de la sûreté de ses réacteurs sous le contrôle d’une autorité de sûreté nucléaire exigeante, peut maintenant compter sur une filière industrielle engagée dans une démarche de progrès inédite. C’est avant tout d’elle que dépendront les succès à venir !

——–

[1] Y compris les Stations de Transfert d’Energie par Pompage (STEP) qui représentent 5000 MW

[2] En 2019, RTE a lancé une large étude sur l’évolution du système électrique intitulée « Futurs énergétiques 2050 ». Ses conclusions principales ont été diffusées en octobre 2021.

[3] Le conflit armé qui vient d’être engagé par la Russie contre l’Ukraine et ses conséquences sur l’approvisionnement en gaz de l’Europe donne encore plus de relief à cette dimension. La France est d’ailleurs beaucoup moins dépendante que l’Allemagne grâce au nucléaire.

[4] A ce jour, 5 unités de 900 MW ont terminé leur grand carénage et 3 sont en voie d’achèvement

commentaires

COMMENTAIRES

  • Pourquoi se polariser sur les émissions de CO2 dans la production d’électricité. Pour faire le coq sur son tas de fumier ?

    Au niveau mondial, la production d’électricité (seule) représente 20,4 % des émissions de gaz à effet de serre (GES). A peu près autant que l’agriculture, selon que l’on compte ou pas la déforestation.

    Comme on le voit actuellement, on ne peut pas compter sur le nucléaire pour faire face aux pointes de consommation.

    Par grand froid en France, la production éolienne peut être importante, à condition que les éoliennes soient bien réparties sur le territoire, y compris en mer sur les trois façades maritimes.

    D’un autre côté, un décalage dans le temps existe entre l’Irlande et l’Allemagne par exemple. Surtout, le régime de vent n’est pas le même en Europe du Nord et en Europe méditerranéenne.

    Encore faut-il que l’éolien soit bien réparti à travers l’Europe en fonction des populations et superficies de chaque pays. La situation est comparable pour le photovoltaïque.

    N’oublions pas la grande vague de froid de février 2012. Durant les douze jours de la vague de froid, le facteur de charge journalier de l’éolien a été de 31,1 % sur la période.

    Selon les jours, ce facteur de charge a été de 19,0 % à 57,5 %, excepté un jour à 13,6 %. Pour février 2012 entier, le facteur de charge de l’éolien a été de 23,8 %.

    De bonnes réserves auraient pu être faites, avec un facteur de charge éolien de 41,2 % en décembre 2011 et de 31,6 % en janvier 2012.

    Répondre
    • M’enfin, Marguerite :
      « Comme on le voit actuellement, on ne peut pas compter sur le nucléaire pour faire face aux pointes de consommation »
      D’une part, on a laissé tomber le nucléaire en ne relançant pas à temps de nouvelles centrales, qui auraient été bien utiles à la fois pour commencer le renouvellement des centrales actuelles et pour garder une filière industrielle compétente.
      Ce semble être reparti, comme au RU qui vient d’annoncer le lancement de 14 réacteurs.
      Ouf, il était temps.
      D’autre part, vous vous relancez dans une tentative d’explication de merveilleux foisonnement
      Or, on sait que c’est un gag, parfaitement démontré, par exemple par Jancovoci, et sans le moindre doute possible.
      Cela ne vaut même pas la peine de le redémontrer.
      Et, pour un physicien, le phénomène est fortement aggravé par le fait qu’une éolienne ne fournit une puissance non négligeable que pour un bon vent, plus de 30 km/h. (Pb de la cubique).

      Répondre
  • « Par grand froid en France, la production éolienne peut être importante, à condition que les éoliennes soient bien réparties sur le territoire, y compris en mer sur les trois façades maritimes. »
    Eh bien pas toujours, et il serait possible de trouver de nombreux exemples tant en France qu’en Allemagne ou qu’au Danemark. Arrêtez de vous accrocher à Février 2012. D’ailleurs, le lundi 06 Février 2012 et mardi 07, la production éolienne n’était pas bien importante alors que la demande avoisinait 96 500 MW. De même le Jeudi 09 Février où la demande approchait des 100 000 MW.

    Répondre
  • En 2012, à la pointe historique du mercredi 8 février à 19h00, le facteur de charge de l’éolien a été de 25,9 %. Au cours de la nuit précédente, le facteur de charge a été de 43 % à 59 %, de quoi faire des réserves.

    C’était le jour le plus froid, avec -4,9 °C en moyenne nationale, à la « maille » électrique. Le facteur de charge éolien de la journée a été de 35,6 %, celui de la veille de 36,4 %.

    Selon un document officiel qui a fuité, le premier EPR2 ne serait pas mis en service avant 2040 et le sixième le serait seulement en 2051.

    En janvier 1984, au début de la construction construction de Chooz B-1, le nucléaire ne manquait pas d’expérience puisque 28 réacteurs étaient encore en construction ou en phase de test.

    Pourtant, il a fallu plus de 12 ans pour qu’il soit connecté au réseau et plus de 16 ans pour qu’il soit suffisamment stable pour être accepté en service commercial.

    Répondre
    • @Marguerite
      « Selon un document officiel qui a fuité, le premier EPR2 ne serait pas mis en service avant 2040 et le sixième le serait seulement en 2051. »
      Ceci me semble douteux, mais pas impossible, tant on a pris du retard par manque de courage politique.
      Comme le couple nucléaire plus hydraulique est le seul capable de fournir une grande puissance sans générer de CO2, il faut mettre de gros moyens sur la filière, et reprendre la main industrielle.
      En attendant, on n’aura pas d’autre moyen que de construire des centrales à gaz, assistées, lorsque la météo s’y prête, par éolien et solaire. Vos patrons vont être contents.
      Heureusement, la durée de vie de ces tristes engins ne dépasse pas 25 ans, et on les remplacera à ce moment par de nouveaux réacteurs, et j’espère de quatrième génération.

      Répondre
  • Aussi bien en 2012 qu’à ce jour, l’éolien en France est mal réparti, concentré dans une zone au nord du pays. La situation serait donc différente avec une bonne répartition sur terre et en mer.

    Le Danemark est un tout petit pays. Le foisonnement ne peut donc pas exister pour une étendue aussi faible. Pour l’Allemagne, la plus grande partie de la capacité éolienne étant au nord du pays, la situation est à peu près semblable.

    Le foisonnement se fait pour l’essentiel pour des différences de latitude. En longitude, c’est le décalage horaire qui joue.

    Ce qu’il faut comparer, c’est par exemple Allemagne et Espagne au même moment, en facteur de charge, puisque les capacités installées sont très différentes.

    Répondre
  • Même si le foisonnement existe, les capacités d’interconnexion sont limités. Cela suppose un gros programme de développement de lignes THT, celles-ci que refuse Rochain. L’Allemagne connaît déjà de gros problèmes d’acheminement des productions éoliennes du nord vers le sud.

    Répondre
  • Le foisonnement de la production éolienne existe, mais il est très marginal.
    A l’échelle d’un pays comme la France, il ne permet de garantir que 1 % de la capacité installée, et à l’échelle d’un continent comme l’Europe, 4 % et encore en postulant que c’est une « plaque de cuivre » c’est à dire avec des interconnexions entr epays parfaites.
    Avec une part d’éolien supérieure à 30 % du mix, il est incontournable de disposer de « backup » c’est à dire de centrales pilotables (au gaz en général) qui fonctionnent en « miroir » des éoliennes en compensant les périodes où le vent est insuffisant.
    Certains rêvent à un stockage de masse de l’électricité à l’aide d’hydrogène ou de méthane, mais ces procédés n’existent encore qu’en laboratoire et à supposer qu’ils deviennent réalité seront extrêmement onéreux vu le rendement de stockage possible (20 à 30 %). Et il faudra installer encore plus d’éoliennes pour compenser les pertes liées à ce rendement, ce qui se heurte aux possibilités physiques d’implantation des éoliennes.
    C’est pour cela que l’Allemagne envisage de décentraliser au Maroc la production d’hydrogène, et de la rapatrier sur son territoire sous forme de GNL : bonjour le coût, les risques et l’indépendance énergétique.
    La stratégie française centrée sur une production massive d’électricité avec du nucléaire, afin de limiter les besoins en gaz et éliminer le problème insoluble de l’intermittence des éoliennes est de loin la stratégie gagnante.
    Malgré l’opposition peu amicale de nos voisins au sein de l’UE pour que nous abandonnions cette solution qui pourrait redresser noter industrie et lui contester l’hégémonie économique en Europe, nos politiques doivent garder le cap et faire confiance à EDF et au nouveau nucléaire.

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