Le mythe de la réduction du nucléaire.
5 Février 2020
En France, la production brute annuelle d'électricité a atteint 550 TWh en 2018 (hors autoconsommation).
La production brute fut ainsi répartie :
480 TWh de consommation finale intérieure.
50 TWh d'exportation (Bilan positif des échanges transfrontaliers).
12 TWh de perte réseau (entre 2 et 3,5% selon RTE).
8 TWh de consommation du secteur énergétique électrique.
Cette production est le cumul de différentes contributions :
393 TWh Electronucléaire.
68 TWh Hydroélectrique.
39 TWh Thermique fossile
28 TWh Eolien.
10 TWh Solaire PV.
10 TWh Thermique à Bioénergies ( Biogaz, Bois énergie)
2 TWh Géothermie.
Ce parc électrogène est composé d' installations variées dont la puissance totale installée atteint 133 GW :
63,2 GW Electronucléaire.
25,5 GW Hydroélectrique.
18,6 GW Thermique fossile.
15,1 GW Eolien.
8,5 GW Solaire PV.
2 GW Thermique à Bioénergies.
( Source RTE )
Ces données appellent quelques remarques :
78,5 % de la production brute provient de sources contestées, le nucléaire et le thermique fossile.
Le nucléaire, à cause du risque potentiel inhérent à cette technologie, et au risque imposé aux générations futures par la gestion incertaine des déchets radioactifs.
Le thermique fossile, à cause des émissions de CO2 liées au réchauffement climatique.
Les 21,5 % restant sont issus d'énergies renouvelables, dont plus de la moitié provient du parc historique de centrales hydroélectriques préexistant.
L'éolien, le solaire PV, le thermique à bioénergie, encore appelés « Energies nouvelles » ne représentent que 9 % de la production totale d'électricité.
Cette modeste part donne la mesure des efforts à accomplir pour substituer l'électricité nucléaire…
Les 58 réacteurs Nucléaires totalisent une puissance installée de 63,2 GW, qui correspond à une quantité d'énergie théorique de 553 TWh si le facteur de charge était de 100 %.
La production effective n'a été « que » de 393 TWh, pour un facteur de charge de 71 %.
En effet, le facteur de charge d'un parc électronucléaire n'est jamais de 100 %.
Chaque réacteur doit être arrêté périodiquement pour remplacer le combustible et pour la maintenance courante. Des arrêts de longue durée sont également prévus pour les visites décennales qui conditionnent la prolongation de la durée d'exploitation. De plus, depuis la catastrophe de Fukushima, les normes de sûreté des installations ont été relevées, imposant d'importants travaux nécessitant des arrêts de tranches .
Ces divers arrêts de tranches sont, dans la mesure du possible, programmés par la COPAT ( Commission d'Organisation de la Programmation des Arrêts de Tranches), de manière à disposer de la meilleure puissance possible pendant la période hivernale.
La puissance max disponible du parc nucléaire à un moment donné peut ainsi varier entre environ 40 GW et 60 GW au gré de ces arrêts.
En 2018, la quantité d'énergie électronucléaire produite correspondait à une puissance moyenne de 45 GW environ.
Cette faible valeur traduit la vétusté de certaines installations et l'importance des travaux post-Fukushima.
La production brute d'électricité de 550 TWh correspond à une puissance moyenne de 63 GW environ.
En comparaison, la puissance installée du parc, 133 GW soit le double, peut paraître surdimensionnée par rapport aux besoins.
Il n'en est rien.
Cette apparente anomalie est due aux très grandes variations de la puissance instantanée demandée par le réseau, qui peut varier entre 30 GW et 95 GW en fonction de l'activité du pays, d'une heure à l'autre, d'un jour à l'autre, et d'une saison à l'autre.
Le parc de production doit pouvoir répondre en temps réel à ces variations, du moins avec des délais très courts.
La puissance max du parc nucléaire étant de 57 GW environ (Dans les meilleures conditions d'exploitation, avec un facteur de charge de 90 %), il est nécessaire de recourir à des sources d'appoint lorsque le réseau demande davantage de puissance. Ces sources ne fonctionnent qu'une partie du temps* mais elles sont indispensables.
En contrepartie, lorsque la demande est faible, la production nucléaire peut être en partie exportée. Elle est également utilisée pour recharger les STEP.
*La puissance installée des sources d'appoint, 70 GW environ, n'est jamais disponible à 100 %.
L'éolien est aléatoire et intermittent.
Le solaire idem, et surtout ne produit rien la nuit.
L'hydraulique n'est pas toujours au top quand on en a besoin (Facteur de charge).
Les centrales thermiques idem.
Contrairement à une idée très répandue, le parc électronucléaire n’est donc pas surdimensionné :
En effet, d’une part la quantité d’énergie qu’il produit annuellement est très inférieure à l’énergie nécessaire au réseau ( 393 TWh pour un besoin de 500 TWh hors export), et d’autre part la puissance qu’il peut offrir dans le meilleur des cas n’est « que » de 57 GW alors que le réseau réclame 95 GW en période de pointe, voire davantage ( Le pic historique a été de 102 GW).
Parfois, en cas de très forte demande de puissance sur le réseau, il devient nécessaire d’importer de l’électricité, et même de procéder à certains délestages négociés préalablement avec des clients industriels moyennant avantages tarifaires.
Les sources d’appoint ne fonctionnent qu’une partie du temps, lorsque la puissance demandée est supérieure à la puissance disponible du nucléaire. Mais leur présence est incontournable, tant que les fluctuations de puissance du réseau n’auront pas été fortement atténuées.
Ceci est le but du futur réseau intelligent dont le Linky est le premier maillon.
Quid de l'avenir ?
La demande finale d'énergie électrique de 2018 n'est qu'une photographie à priori non représentative de son évolution future.
Or les grands choix de la transition énergétique, qui doivent être décidés aujourd'hui, devront répondre aux besoins de 2050, et préfigurer ceux de la fin du siècle.
Certes, la consommation d'aujourd'hui nous intéresse mais, en matière de stratégie de développement, c'est la demande de 2035, voire 2050, qui servira de base.
Une vision à deux ou trois décennies est nécessairement biaisée par la tentation de prendre ses désirs pour des réalités, et tout simplement par notre ignorance des événements futurs susceptibles d'influencer les marchés de l'énergie.
Une certaine modestie dans l'évaluation des aléas possibles suggère d'adopter une stratégie adaptative, c'est-à-dire capable d'intégrer rapidement les nouvelles technologies, les nouveaux combustibles, et les aléas du marché.
A défaut de lire l'avenir, le passé peut nous donner des indications :
Depuis 2000, la consommation finale d'énergie électrique a cru de 1,5 % par an, pour atteindre 480 TWh en 2008, valeur demeurée à peu près stable depuis.
Cette arrêt de la croissance, coïncidant avec la crise de 2008, est attribué en partie à ce soubresaut économique et financier, mais aussi aux efforts entrepris dans le domaine des économies d'énergie.
Quelle sera la demande en 2035, en 2050 ?
Il est possible d'identifier des facteur de croissance, et des facteurs de décroissance, mais il est impossible de prévoir la tendance résultante.
Une chose est sure :
Le nombre des ménages augmentera conformément aux prévisions démographiques, constituant une tendance de fond à l'accroissement de la demande d'énergie.
D'autre part, la forte pression pour la lutte contre les émissions de CO2 se traduira par un report d'intérêt sur l'électricité, la mobilité électrique n'étant que l'aspect le plus voyant. Le développement des pompes à chaleur et des climatiseurs est déjà visible ; il faut également envisager la conversion à l'électricité de certaines applications utilisant actuellement des combustibles fossiles.
Par contre on peut prévoir le développement du marché de l'autoconsommation, soit individuelle, soit par zones d'habitation, ce qui réduirait d'autant les quantités d'énergie à produire pour les fournisseurs du réseau.
Ces nouvelles habitudes de consommation pourraient même entraîner une révision des règles du service public de l'électricité, mais ceci est une autre histoire.
S'il est impossible de planifier quantitativement un programme de production d'électricité, du moins est-il possible de développer les technologies qui seront nécessaires dans les décennies à venir, et de préparer le terrain à les recevoir.
Les actions incontournables sont connues :
La première, popularisée par Negawatt, consiste à réduire la demande d'énergie électrique par des mesures d'économie, et/ou d'amélioration du rendement énergétique des matériels. Ce qui est entrepris grâce à l'évolution des normes diverses concernant les appareils et l'isolation des bâtiments par exemple, ainsi que l'évolution des modes de vie.
Mais ces mesures d'économies suffiront-elles à compenser les facteurs d'accroissement de la demande ?
La seconde mesure, peut-être la plus importante, sera de réduire les pics de puissance demandée sur le réseau ; le compteur communicant Linky doit être mis à profit pour mettre en œuvre une gestion intelligente des soutirages de puissance afin de limiter les pics de demande à 80 GW par exemple, au lieu de 95 GW aujourd’hui.
(On pourrait faire mieux mais les consommateurs seront très réticents à changer leurs habitudes).
La mise en œuvre du réseau intelligent permettra cette meilleure gestion, après négociation avec l’abonné dont l’installation sera équipée d’un gestionnaire d’énergie pouvant dialoguer directement en temps réel avec le gestionnaire du réseau.
Mais cette mise en œuvre nécessitera un changement de mentalité des consommateurs, réticents à toute contrainte touchant l’énergie électrique.
Le compteur communicant n’est pas encore généralisé, ses opposants sont toujours actifs, et les abonnés ne sont pas prêts à renoncer à leur liberté d’utiliser « leur » électricité à leur guise.
L’idée de devoir surveiller sa consommation d’électricité et surtout d’accepter qu’un tiers, même accrédité, vienne y fourrer son nez, est encore très loin d’être acceptée par les consommateurs.
On comprend mieux les réticences des gouvernements successifs à décider l’arrêt de tranches nucléaires, personne ne veut endosser le risque de mettre la France en panne de courant un soir de Février…
La troisième mesure, la plus difficile peut-être, sera non seulement de développer les parcs éoliens et solaires, mais en même temps de construire les installations permettant le stockage tampon de l'énergie intermittente de ces sources. Le seul procédé permettant les capacités de stockage suffisantes est l'hydraulique en pompage réversible, qui a fait ses preuves mais qui devra être développé sur une grande échelle pour rendre utilisables les énergies intermittentes.
Il n'existe à ce jour aucun programme de construction de STEPs, ce qui constitue une grave lacune.
Des projets existent certes, mais leur adoption est bloquée pour deux raisons :
D'une part ils entraînent inévitablement une atteinte à l'environnement et à la biodiversité et suscitent donc une opposition farouche, et d'autre part il existe une incertitude sur le devenir de la juridiction sur la gestion des ces installations dans le cadre de l'ouverture à la concurrence, ce qui évidemment n'est pas de nature à encourager les initiatives.
Personne n'a envie d'investir pour que des tiers viennent tirer les marrons du feu ; l'expérience de l'AREHN a servi de leçon, au moins chez EDF...
Une quatrième mesure, lié à l'intégration du grand réseau européen de l'électricité, consiste à augmenter très significativement les capacités d'échanges transfrontaliers d'énergie électrique, afin de mutualiser les outils de production européens car les énergies nouvelles nécessiteront une gestion des flux de production dépendant des conditions météo des différentes régions d'Europe.
Un tel programme de développement existe et est pris en charge par RTE.
Là encore se pose le problème du coût : qui doit dépenser pour ces installations, et qui en tirera bénéfice ?
Rappelons que EDF se voit déjà dépouillé, à bas prix, du quart de sa production nucléaire au bénéfice de concurrents qui n'ont pas à supporter le vrai coût.
Une cinquième mesure, dans l'esprit de la quatrième, consiste à développer des capacités d'échanges avec des pays du Nord de l'Europe pour l'Hydroélectrique et l'éolien, et du Sud de la Méditerranée pour le solaire.
Une sixième mesure, liée aux énergie nouvelles, est un impératif généralement admis, mais qu'il est bon de rappeler car il tarde à sortir des cartons, c'est la filière Hydrogène, indispensable pour pouvoir utiliser les énormes capacités de stockage de gaz existantes.
Last but not least,
Quelle que sera la composition du futur parc, il y aura une production de base et une production d'appoint, et dans l'hypothèse d'un nucléaire disparu et de fossiles bannis, le thermique aura toujours sa place.
Il sera certainement nécessaire de conserver, voire développer, un parc de centrales thermiques.
La décence imposera de n'utiliser dans ces centrales que des combustibles décarbonés ou à carbone recyclable, et donc de prévoir dès à présent le type de combustible, la fabrication et /ou l'approvisionnement.
Un quelconque programme de réduction de la production électronucléaire ne pourra être mis en œuvre qu'après la mise en chantier de ces sept travaux d'Hercules
Ces contraintes, de caractère technique, ne sont pas les seules.
Le désir de réduire la part de la production électronucléaire est justifié par les risques incontestables que cette technologie fait courir aux générations présentes et futures, ceci n’est contesté par personne.
Mais la volonté d’écarter ce risque le plus tôt possible ne doit pas, ne peut pas, ne pas tenir compte de la nécessité de continuer à garantir au pays la fourniture d’une énergie électrique de qualité et de manière régulière.
Par ailleurs, trop de précipitation pourrait entraîner le risque de reporter sur les générations futures le problème de la gestion des déchets à vie longue, si la technologie de gestion de ces déchets n’est pas au point, ce que l’on peut craindre aujourd’hui au vu des polémiques enflammées autour de ce sujet.
La nécessité de garantir au Pays la fourniture permanente de l’énergie électrique est prise en compte dans le cahier des charges de tous les fournisseurs d’électricité agréés par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) sous la rubrique
« Obligations du service public de l’électricité »
Ces contraintes sont inscrites dans la Loi et il n’a jamais été question de revenir sur ses dispositions.
Il en résulte que toute réduction de capacité de production envisagée doit être préalablement compensée par la mise à disposition d’une capacité de production équivalente.
La réduction de production du parc nucléaire n’échappe évidemment pas à cette règle, sauf à modifier la loi sur les obligations de service public, ce qui n’est encore venu à l’idée de personne, pas même aux anti-nucléaires de souche.
La campagne pour la réduction du nucléaire, pour aussi justifiée qu’elle soit, ne peut pas jeter aux orties l’autre campagne écologique tout aussi importante, qui est la lutte contre les émissions de CO2 fossile.
Or l’électricité nucléaire est décarbonée, c’est à tout le moins une caractéristique incontestable.
Son remplacement ne peut donc être envisagé que par d’autres sources décarbonées ou, à la rigueur, basées sur un cycle de carbone recyclable.
Ceci est également une évidence, mais qu’il est utile de rappeler.
Il doit être en particulier exclu de recourir massivement à des centrales à gaz, sauf si celui-ci est conforme aux exigences de la transition énergétique, ce qui exclut d’emblée le Gaz naturel fossile.
L’idée courante de réduire le nucléaire et de le remplacer par des centrales à Gaz naturel fossile est tout à fait discutable, et devrait être discutée.
Enfin, fournir de l’électricité c’est bien, mais il ne faut pas oublier nos accords internationaux ( et le simple bon sens) qui nous imposent de constituer des réserves stratégiques d’énergie.
Aujourd’hui ces réserves sont constituées de carburants pétroliers, de Gaz naturel (fossile évidemment), de charbon pour mémoire, et de combustible nucléaire.
Que seront-elles lorsque ces produits auront disparu ?
Rappelons que le soleil et le vent ne se stockent pas.
Avant d’entamer la découpe du parc existant, il faudra apporter des réponses sur la pérennité de nos réserves stratégiques. Cela va se soi, mais encore mieux en le disant.
Ces diverses contraintes sont hélas incontournables, sauf à remettre en question la loi sur les obligations de service public, et nos engagements internationaux.
Ce qui n’est pas à l’ordre du jour à notre connaissance.
D’autre part, la France est l’un des maillons du système Européen interconnecté de distribution d’électricité. A ce titre elle a des obligations également incontournables et définies par Bruxelles.
Toute opération de restructuration de notre réseau national de production et de distribution d’électricité devra donc s’effectuer sur la toile de fond de ces contraintes diverses, sous peine de risquer de déstabiliser une situation déjà très complexe à gérer, et d'être refusée.
On voit que toucher aux infrastructures de production d'électricité est une affaire extrêmement complexe, dont les implications dépassent de très loin les analyses sommaires conduisant à des conclusions à « l'emporte-pièce » pour des stratégies de comptoir.
Dans le cadre de la PPE pour la période 2 019- 2 028, le Gouvernement a rappelé l’engagement de faire tomber la part du nucléaire dans la production d’électricité de 75% aujourd’hui à 50% en 2 035, grâce à la fermeture de 14 réacteurs de 900 MW, pour commencer...
Ces 14 réacteurs totalisent une puissance installée de 12,6 GW.Ce sont des installations vétustes, qui auront bientôt dépassé la date limite de consommation, et dont la fermeture est de toutes façons inéluctable pour des raisons de sécurité.
Il ne serait pas raisonnable d'effectuer à prix d'or des travaux très importants de renforcement de la sûreté sur des installations ayant dépasser l'âge canonique.
Ces vieilles machines ont une efficacité réduite compte tenu des travaux de maintenance exigés, et leur production annuelle plafonne à environ 90 TWh pour une puissance efficace de 10GW.
Ces 90 TWh représentent quand même 18% de la consommation finale l’électricité, et les 10 GW de puissance sont fort utiles pour passer les pics de demande hivernale.
Il faudra donc remplacer l’un et l’autre.
Le programme éolien offshore de la côte Atlantique constitue un étalon permettant de prendre la mesure de l'effort à accomplir pour remplacer le nucléaire par des renouvelables.
La puissance totale installée des six parcs sera de 3 GW, pour une production annuelle espérée de 10 TWh.
Or c’est 90 TWh qu’il faudra pour remplacer les vieux réacteurs, soit neuf fois plus…
Quant à la puissance instantanée disponible, elle est totalement inconnue puisqu’elle dépendra de la force du vent au moment du pic de consommation…
(Rappelons qu'aucune installation de stockage d’électricité n’est prévue.
Le Gouvernement est bien conscient de ces problèmes; aussi a-t-il demandé à EDF d’établir un pré-programme de construction de six réacteurs EPR, dont la production compenserait l’arrêt des 14 vieux réacteurs REP de 900 MW.
La décision d’y aller ou pas serait prise en 2023, en fait elle sera laissée à l’initiative du prochain Président*.
La réduction à 50% de la part du nucléaire attendra encore un peu…
*La raison pour laquelle il faut attendre 2 023 pour prendre une telle décision n’a pas été communiquée par l’Elysée.
Madame Irma m’a cependant rappelé que le prochain Président sera élu en 2022, je n’ai pas vu le rapport…
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