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50 % de nucléaire dans le mix électrique pour 2035… et après ?

Patrick Criqui, Université Grenoble Alpes

Peu de temps après la démission de Nicolas Hulot, le 28 août dernier, on apprenait que se trouvait sur son bureau un rapport, non rendu public, évoquant la construction de 6 réacteurs nucléaires de type EPR, pour une entrée en service à partir de 2035.

Il est probable que cet épineux dossier ait pu contribuer au malaise grandissant du ministre de la Transition écologique et solidaire et à sa décision de démissionner.

Il est aussi probable qu’au moment où l’on discute la nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) – qui fixe les objectifs en matière de transition énergétique pour la période 2019-2028 et sera présentée mi-novembre par le gouvernement –, cette annonce soit apparue à certains de nos concitoyens comme une nouvelle provocation de l’establishment nucléaire.

Cela est compréhensible, compte tenu du fait que l’industrie nucléaire française est aujourd’hui confrontée à la fois à des difficultés pour le démarrage de l’EPR de Flamanville et à des incertitudes majeures quant aux décisions de fermeture ou de prolongation, après rénovation, des centrales du parc existant.

L’EPR affiche en effet un retard important dans sa mise en service et ses coûts ont été multipliés par trois. Cela alors que le parc en service vieillit et que les premières centrales du programme nucléaire, mises en service à la fin des années 1970, vont à partir de l’an prochain devoir passer leur quatrième visite décennale.

Les questions s’enchaînent, les plus importantes étant sans doute : faudra-t-il construire de nouvelles centrales ? Combien ? Quand ? De quel type ?

Le point aveugle du débat

Pour évaluer ce que signifierait la décision de construire de nouveaux réacteurs, il faut se projeter plus loin que l’horizon final de la PPE en 2028.

Le débat autour de la transition dans le secteur électrique s’est jusqu’à maintenant focalisé sur la question de la date à laquelle sera atteint le seuil de 50 % nucléaire dans le mix électrique français (cette part étant actuellement de plus de 72 %).

Le véritable enjeu structurant est cependant tout autre. On peut bien discuter en effet de savoir s’il faut atteindre le 50 % en 2025 (proposition initiale de François Hollande en 2012), en 2030 (date qui semblait convenir à Nicolas Hulot) ou en 2035, date évoquée récemment par le Premier ministre.

Mais la question importante demeure : le 50 % est-il un plancher qu’il faut atteindre dans les prochaines années et qui constituera le socle nucléaire de la production électrique en France sur le long terme ? Ou bien n’est-ce qu’un point de passage dans une trajectoire de sortie complète du nucléaire ? C’est bien le point aveugle du débat.

Et en dehors de la discussion sur les quatre « trajectoires » dessinées dans le cadre du débat national sur la transition énergétique qui s’est clôt en 2013, la question a été éludée dans tous les processus de discussion et d’élaboration de la politique énergétique – la loi de transition énergétique pour la croissance verte, la discussion actuelle sur la PPE ou encore la stratégie nationale bas carbone.

Au-delà de la question du 50 % de nucléaire dans la production électrique française, pour savoir s’il faudra un jour construire de nouvelles centrales, il faut bien savoir si la France doit ou non sortir du nucléaire…

Nucléaire ON ou OFF ?

Le maintien des capacités nucléaires au niveau actuel est peu probable car il ne laisserait, dans un contexte de demande stable ou légèrement décroissante, aucun espace pour le déploiement des renouvelables.

On peut alors caractériser, en simplifiant, deux futurs possibles. En simplifiant, c’est-à-dire d’abord en prenant une hypothèse médiane sur la demande à long terme : celle d’une stabilisation de la production à 550 TWh/an. Et, ensuite, en supposant que le déclin du nucléaire sera « lissé » afin de faciliter l’ajustement progressif du système électrique.

Le premier scénario à examiner est alors celui d’une sortie complète à l’horizon 2050. Dans ce cas, seule une partie des 58 tranches (c’est-à-dire des réacteurs) nucléaires existantes est renouvelée pour dix ans ; il n’y a plus de nouvelle construction.

La production nucléaire décline à partir de 2020, le point 50 % est atteint un peu avant 2030 et, au rythme d’une réduction de la production nucléaire de -14 TWh/an (soit l’arrêt d’en moyenne deux tranches chaque année), on atteint le point zéro en 2050.

En parallèle, la production éolienne et solaire doit augmenter de manière très significative pour atteindre près de 400 TWh sur la même période. Rappelons qu’en 2017 la production a été de 24 TWh pour l’énergie éolienne et de 9 TWh pour le solaire photovoltaïque : il faut changer d’ordre de grandeur.

                                                      Le scénario du nucléaire off en 2050.
                                                      P. Criqui (calcul ElecSim), CC BY-NC-ND

Le second scénario à étudier serait celui du maintien d’un « socle nucléaire » à 50 % de la production électrique. Dans ce cas, on peut supposer que les centrales existantes seront, en moyenne, prolongées de dix ans.

Pour atteindre le 50 %, environ huit tranches parmi les plus anciennes devraient être fermées à l’horizon 2028. Le déclin du parc existant se poursuivrait alors jusqu’en 2050.

Dans ce scénario, l’arithmétique est simple : pour une production totale de 550 TWh, un socle nucléaire de 50 % nécessite l’entrée en production de nouvelles centrales à partir de 2035. C’est l’horizon qui a été mentionné récemment par Édouard Philippe.

                                                    Le nucléaire toujours présent en 2050.
                                                    P.Criqui (calcul ElecSim), CC BY-NC-ND

Deux futurs contrastés sont donc possibles, mais chacun embarque son lot d’incertitudes et de difficultés.

Du côté du « nucléaire OFF » la question est double : d’abord, sera-t-il possible d’installer, dans les temps et à des niveaux aussi importants, les éoliennes et les panneaux solaires nécessaires ? Ensuite, avec une part des « énergies renouvelables variables » dans la production électrique aussi élevée que 70 %, la question de l’ajustement en continu à la consommation d’une production intermittente devient un problème sérieux.

Pour le gérer, il faudra absolument développer massivement le stockage d’électricité et l’interconnexion des réseaux à l’échelle européenne.

Quel nouveau nucléaire ?

Dans le « scénario ON », celui du maintien à 50 %, les incertitudes ne sont pas moindres.

Dans la liste : Quand l’EPR de Flamanville pourra-t-il démarrer et quelles seront ses performances ? Quelle sera l’issue des premières « quatrième visite décennales » effectuées par l’Autorité de sûreté nucléaire ?

Quel sera ensuite le coût des travaux de « carénage », c’est-à-dire de rénovation, qu’EDF devra entreprendre pour la prolongation de la durée de vie ? Voilà pour le parc existant.

Mais les choses se compliquent encore lorsque l’on en vient à la question de quel réacteur construire à partir de 2035.

Compte tenu des acquis mais aussi des difficultés actuelles de l’industrie nucléaire, il est peu probable que la France ait recours à des concepts développés par des entreprises étrangères, comme l’AP-1000 de Westinghouse ou le VVER-1200 du russe Rosatom (dont la Chine vient de commander quatre exemplaires).

Alors que l’option de la fusion nucléaire (avec le réacteur de recherche ITER), ne pourrait être opérationnelle que dans le dernier quart du siècle, on peut identifier quatre options possibles d’ici à 2050 :

  • l’EPR-NM (NM, pour « nouveau modèle » à la fois optimisé et simplifié) ;
  • les réacteurs surgénérateurs à neutrons rapides refroidis au sodium (type ASTRID, actuellement développé par le CEA) ;
  • les réacteurs à sels fondus et thorium (au stade du laboratoire en France) ;
  • enfin, les petits réacteurs modulaires, inspirés des réacteurs utilisés pour les sous-marins et porte-avions nucléaires et que Naval Group étudie en France.

Il reste plus de quinze ans avant une éventuelle entrée en production des nouveaux réacteurs et donc quelques années pour prendre une décision. Mais la France n’est pas la Chine, dont le marché est immense et où se testent tous les concepts.

Il sera impossible en France de miser sur toutes les filières à la fois. Il faudra donc trancher, éliminer les options qui apparaissent non viables, et concentrer les efforts sur une ou deux voies prometteuses.

Avant toute décision, l’EPR de Flamanville devra avoir fait ses preuves. Les petits réacteurs modulaires ne constituent dans doute pas une option majeure dans le contexte français car ils sont plutôt destinés aux pays ne disposant que de réseaux de petite taille.

Les réacteurs à sels fondus au thorium peuvent, de l’avis de nombreux experts du domaine, constituer un pari d’avenir pour une innovation de rupture. Mais ce n’est pas le cas des surgénérateurs à neutrons rapide au sodium, dont les limites ont déjà été explorées dans les années 1970 avec Phénix et Superphénix.

S’il est décidé de conserver une part de nucléaire dans le mix électrique français, ce sont ces questions qui devront être rapidement débattues.The Conversation

 

Crédit photo : @edf Alexis Morin


Patrick Criqui, Directeur de recherche émérite au CNRS, Université Grenoble Alpes

Cet article est republié à partir de The Conversation sous licence Creative Commons. Lire l’article original.

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  • On oublie trop souvent de lister, afin d’en effectuer les meilleurs choix à reproduire le plus rapidement à grande échelle et donc meilleur coût, l’ensemble des nombreuses technologies existantes et à venir dans un délai proche dans le monde qui permettent entre autres une intégration complète des renouvelables, de l’efficacité énergétique, du stockage, de l’électricité comme de la chaleur et froid etc dans les bâtiments, quartiers, transports etc avec pour résultats par exemple d’avoir des bâtiments produisant plus d’énergie qu’ils ne consomment en plus de récupérer l’eau et d’utiliser les ressources locales. Ces développements ont avancé dans le monde avec déjà des dizaines de milliers d’exemples ou les meilleurs sont non seulement des bâtiments, quartiers etc entièrement autonomes en énergie mais en plus fournisseurs d’énergie, ce qui est très utile pour faire avancer plus vite les constructions les plus anciennes à proximité parfois plus difficiles à rendre 100% autonomes en énergie comme dans le patrimoine très ancien. Parmi les avantages on baisse évidemment drastiquement la consommation d’énergie (à 100%), d’eau etc On n’a plus besoin du réseau électrique avec les importantes économies que cela entraîne (les coûts du transport électrique sont d’au moins 30% et nos réseaux sont anciens et moins sécurisés que des système autonomes ou des microréseaux locaux). On réduit ainsi les lourdes et coûteuses infrastructures de même que les pertes réseau. Ces approches permettent de multiples solutions d’intégrations et donc d’emplois locaux en urbanisme, architecture, industrie du bâtiments etc. et s’exportent largement. C’est un système décentralisé mais avec une sécurité globale plus élevée que les systèmes centralisés.

    Pour les bâtiments anciens il y a des solutions industrielles rapides à implanter qui permettent par exemple lors d’une rénovation de toiture de remplacer l’ensemble par une couverture comportant le solaire thermique et photovoltaïque ou hybride, l’isolation, les éléments de charpente etc avec une bien meilleure qualité que l’intervention de plusieurs corps de métiers et ce pour un coût identique à une toiture classique mais avec l’avantage de produire en moyenne pour une maison courante 65% d’eau chaude, plus de 50% du chauffage, 100% de l’électricité et 14.000 km de mobilité électrique par an. Isoler les mûrs et utiliser les façades au plan énergétique peut également se faire de façon massive comme aux Pays-Bas et bien d’autres pays à présent toujours pour les bâtiments anciens. La transition des bâtiments peut donc aller beaucoup plus vite et mieux en qualité avec ces approches pour le neuf et l’ancien et créer beaucoup d’emplois en réduisant drastiquement la consommation tant électrique que de fossiles importées

    Dans le domaine du biogaz et des différentes origines de biométhane (biogaz, gazéification, méthanation etc) on a encore du retard en France dans le couplage avec l’électrolyse et en particulier l’électrométhanogénèse (rendement 96%) où l’on utilise la part d’environ 40% de C02 habituellement perdue de la production de biogaz avec un bien meilleur bilan et une baisse des coûts puisque l’on double quasiment la production de biogaz injectable dans le réseau (comme envisagent de le faire prochainement de manière massive SoCalGaz aux Etats-Unis et Electrochaea en Allemagne et Danemark entre autres avec des réacteurs modulaires industriels adaptés pour l’ensemble des agriculteurs et unités de méthanisation, traitements des eaux, déchets etc avec un potentiel évidemment considérable au plan américain comme mondial). L’étude GrDF prévoyait à horizon 2050 de produire tous nos besoins avec environ 30% de power to gas et des parts assez similaires de biométhane issus de la gazéification (qui au passage a un meilleur bilan énergétique et sans pollution que les chaufferies biomasse) et de biogaz. On peut donc faire mieux encore avec cette approche complémentaire alors que l’on évoque souvent l’énergie électrique en oubliant les très importants aspects biométhane, chaleur etc

    Ces 3 exemples concrets et déjà existant, parmi bien d’autres pour ne pas faire trop long, ont un très bon bilan énergétique, utilisent peu de ressources supplémentaires, réduisent rapidement les coûts et émissions, entre autres avantages de sécurité, de recyclabilité, d’absence de risques, de déchets etc

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