Suite des billets sur ce blog, quelques note supplémentaires laissées de côté ou insuffisamment traités dans les deux blogs précédents
https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/11/les-futurs-energetiques-2050-de-rte.htmlhttps://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/11/rte-scenarios-futurs-energetiques-2050.html
« Toutes les voies analysées limitant le réchauffement à 1,5 °C d’ici 2100 sans dépassement ou avec dépassement limité comprennent l’utilisation du CCS dans une certaine mesure pour compenser les émissions anthropiques de CO2… Des options de CCS abordables et acceptables sur le plan environnemental et social à l’échelle nécessaire bien avant 2050 sont un élément important des trajectoires cohérentes à 1,5 °C »
Cf . https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/08/le-carbone-capture-and-storage-une.html.
Quant à l’acceptabilité et la disponibilité techniques, elles ne posent pas de difficultés fondamentales ou techniques majeures (beaucoup moins que l’hydrogène ou les scénarios 100%ENR) et la recherche développement progresse à grand pas. J’entends bien que RTE entend se passer totalement de gaz pour la production électrique, ça aussi c’est un sacré pari quand on voit la place dans ses scénarios du biogaz ou de l’hydrogène. De toute façon, le CCS sera développé.
2) Sobriété :insuffisant
« l’activation simultanée des leviers du scénario sobriété n’apparaît pas de nature à infléchir la tendance prévisionnelle d’augmentation de la consommation d’électricité dans un cadre de neutralité carbone. » (C3p.51)
3) Scenario 100%ENR (M0) :en
fait, non !
« Il ne peut exister aucune ambiguïté sur le
caractère très ambitieux de tels rythmes, qui dépassent les meilleures
performances européennes en la matière, et qui semblent aujourd’hui
difficilement atteignables au vu des rythmes constatés et projetés et des
difficultés d’acceptabilité des nouveaux projets. La faisabilité technique de M0 est en outre
conditionnée aux différentes conditions listées dans le rapport publié conjointement
par RTE et l’Agence internationale de l’énergie en janvier 2021. »
Non
seulement, il est beaucoup plus cher, mais en plus, on en reste aux conclusions
du rapport RTE/IAE de janvier 2021. Soit une quasi impossibilité :
Ce
rapport listait 4 conditions essentielles :
(1)
l’arrivée à maturité de solutions technologiques permettant de maintenir la stabilité du système électrique sans
production conventionnelle : 2) le déploiement à grande échelle des
flexibilités : flexibilité de la demande, les capacités d’effacement, le
pilotage « intelligent » de la consommation…(3)
la maîtrise des enjeux de développement
des réserves techniques (« Bien que le dimensionnement des réserves
opérationnelles et la responsabilité d’équilibre soient des enjeux bien identifiés
dans le débat actuel sur l’architecture de marché, ce point n'a pas suscité une
forte attention dans le cadre des travaux prospectifs sur les scénarios de long
terme. Ainsi, l’effet de l'éolien et du photovoltaïque sur les réserves
opérationnelles n'est généralement pas pris en compte dans les publications
académiques sur le déploiement à grande échelle des EnR . (4) une mise à niveau des réseaux électriques
nationaux.
Cf. https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/02/rapport-iearte-conditions-et-prerequis.html
Les
trois premières n’ont à ce jour aucune solution industrielle en vue, et la
quatrième (le déploiement des réseaux) se heurte à un refus d’ acceptabilité
sociale très forte (cf l’expérience allemande de l’energiewende : sur 3600
km de réseau supplémentaire prévus pour
2015, seuls 17% étaient réalisés en 2019 ; or l’Energiewende complète
exigerait 11.000 km ! En réponse, la loi a été modifiée pour limiter les
recours des riverains…)
4) Besoins de flexibilité :en
explosion ! Gaz vert, vraiment ?
À l’horizon 2050, les besoins
totaux de nouvelles flexibilités sont importants dans tous les scénarios et se
situent entre 28 GW et 68 GW.(
allez, une vingtaine d’EPR ?)
Le
besoin de modulation intra-journalier augmente très fortement jusqu’à +600% à l’horizon 2060 dans les
scénarios avec beaucoup de production solaire, sous l’effet principal du cycle
jour/nuit de la production solaire…
Le
besoin de modulation intra-hebdomadaire augmente très fortement, jusqu’à +300% dans les scénarios avec
un fort développement de l’éolien, du fait de la variabilité d’un jour sur
l’autre de la production éolienne
En second lieu, les scénarios nécessitent une flexibilité accrue de la demande…il peut être nécessaire de construire de nouvelles unités thermiques (cycle combiné, turbine à combustion) devant nécessairement utiliser des combustibles décarbonés..
Et
c’est là qu’arrive…
5) Le problème du biogaz et de
l’hydrogène
« La
SNBC prévoit ainsi de l’ordre de 150 TWh de biométhane accessible en France à
long terme (à comparer aux 480 TWh de consommation actuelle de gaznaturel),
tandis que d’autres études suggèrent même que le gisement pourrait être plus
limité… . Une alternative consistant à transporter le gaz par camions
(biométhane « porté ») est également possible mais présente plusieurs
inconvénients (nuisances, consommation énergétique du transport,
etc.).l’hypothèse de référence consiste
à considérer (i) un volume de biogaz utilisable pour la production
d’électricité inférieur au niveau prévu par la SNBC et (ii) une utilisation dans des installations de
cogénération non flexibles .
Le couplage sectoriel avec
l’hydrogène s’impose comme l’un des moyens les plus pertinents pour assurer le
bouclage des scénarios en limitant l’utilisation de biométhane, mais nécessite que les
infrastructures de production et de stockage associées à l’hydrogène soient
bien dimensionnées…
Cependant,
la boucle power-to-hydrogen-to-power est
caractérisée par un rendement de l’ordre de 40% au maximum, nettement plus
faible que celui du stockage par batterie ou des STEP (mais meilleur que celui
d’autres alternatives de stockage de masse via le méthane, l’éthanol ou
l’ammoniac). Elle nécessite par ailleurs de maîtriser l’ensemble de la chaîne
logistique (électrolyse, transport, stockage, production d’électricité dans des
centrales dédiées) à une échelle industrielle et de bien dimensionner les
infrastructures de stockage. »
Encore
une fois, le comité de prospective de la CRE se montrait beaucoup moins optimiste
sur l’hydrogène, compte-tenu des difficultés et des dangers de sa fabrication
(compression), stockage et distribution
Cf.
sur ce blog
https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/07/comite-de-prospective-de-la-cre-le.html,
https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/09/les-enjeux-de-lhydrogene-le-rapport-de.htm
De fait,
dans le chapitre 9, RTE douche un peu l’enthousiasme sur l’hydrogène :
Un effet de mode ? : La
place de l’hydrogène dans les scénarios de neutralité carbone est l’un des
grands enjeux actuels de la prospective énergétique. Ce renversement est
d’autant plus spectaculaire que l’hydrogène tenait jusqu’alors une place
marginale dans les stratégies énergétiques et climatiques mondiales.
Des stratégies divergentes : « la stratégie française consiste à
produire l’hydrogène sur le territoire national selon le principe de
souveraineté énergétique posé par la SNBC, d’autres pays comme l’Allemagne
comptent spécifiquement sur des imports d’hydrogène, depuis des pays européens
ou extra-européens, pour atteindre la neutralité carbone (NB en fait surtout
africains avec une vision quelque peu néocoloniale et qui pose de sacrés
problèmes logistiques) »
Un avenir en fait très incertain : « Des acteurs comme
Agora Energiewende ou l’IDDRI suggèrent de concentrer dans un premier temps le
développement de l’hydrogène sur des usages privilégiés dans l’industrie et
indiquent par ailleurs que la construction d’un réseau d’hydrogène
transeuropéen n’est pas la priorité. D’après ces acteurs, ce type
d’infrastructures présente un risque de coûts échoués important, en l’absence
de vision claire et consensuelle sur les projections de demande d’hydrogène…
Cette
option admet néanmoins des prérequis importants et est soumise à des
incertitudes technologiques (la mise au point des turbines à hydrogène est
encore en cours d’expérimentation) et surtout industrielles : disponibilité de
stockages d’hydrogène (stockage salins notamment) et développement d’un réseau
d’hydrogène. »
Et bien sûr, la nécessité du recours à l’hydrogène pour équilibrer le réseau est très très dépendante des scenario
Et pour finir, sur les coûts : « Le prix de revient du
gaz vert est déterminé dans les «Futurs énergétiques 2050» de manière endogène
: il dépend du prix de l’électricité utilisée pour produire de l’hydrogène, et
donc du mix électrique français…. Les coûts de production
d’électricité à partir de thermique décarboné émergent dans tous les cas à un
niveau élevé et très largement supérieur au coût complet des énergies
renouvelables et du nucléaire. Ils
atteignent un coût variable de production thermique pouvant être compris entre
120 €/MWhe dans le meilleur des cas (cycle combiné fonctionnant avec un gaz à
70 €/MWhgaz) à 400 €/MWhe dans le pire (turbine à combustion utilisant du
méthane de synthèse à 160 €/MWhgaz).
Or
prévient RTE : « l’atteinte de l’objectif de décarbonation
du système électrique est en partie conditionnée à la faculté de décarboner
totalement le gaz utilisé dans les centrales thermiques, notamment dans les
scénarios sans nouveau nucléaire »
6) Les ENR marines : déjà très
chères et beaucoup d’incertitudes
« Des besoins d’investissements en
forte hausse pour assurer le raccordement des parcs éoliens en mer Les
scénarios M nécessitent une accélération
extrêmement forte du rythme de raccordement (entre 2 GW/an et 3 GW/an sur la
période 2035-2050 contre moins d’un GW par an au rythme actuel). Cette
accélération se traduit directement dans les dépenses d’investissement pour le
raccordement : celles-ci atteignent ainsi de
l’ordre de 2 Md€/an dans les scénarios M sur la période 2035-2050. D’une
façon générale, les coûts de raccordement des énergies marines sont soumis à de
fortes incertitudes, supérieures à celles rencontrées pour des types de réseaux
plus conventionnels. »
Le développement de l’éolien en mer
en France ne pourra pas suivre le même chemin que celui des pays riverains de
la mer du Nord. En effet, les caractéristiques de profondeur au large de
certaines côtes françaises conduisent à privilégier l’éolien flottant notamment
sur les façades maritimes bretonnes et méditerranéennes (caractérisées par des
profondeurs chutant rapidement au large des côtes). À ce stade, la technologie
des postes flottants n’est pas maîtrisée sur le plan industriel. Dans les «Futurs énergétiques 2050», tous
les parcs envisagés à 2050, y compris les parcs flottants en Méditerranée ou en
Bretagne, sont donc raccordés avec des postes électriques en mer qui seraient
posés sur des fondations ancrées au fond marin par des pieux («Jacket»).
Les
débats publics menés sur les différentes façades depuis 2019 pour les prochains
appels d’offres mettent ainsi en évidence des demandes récurrentes d’éloigner
les parcs des côtes, à des distances de plusieurs dizaines de kilomètres, afin
de limiter les impacts sur l’environnement, la concurrence d’usages pour la
pêche ou encore le tourisme et pour tenir compte des enjeux paysagers. Cet
éloignement permet également de bénéficier de vents plus forts et stables »
6) Evaluation du coût du nucléaire :
des options maximisées
Prolongation du nucléaire
historique : Le
Bilan prévisionnel 2017 avait déjà établi que la prolongation de la durée de
vie des réacteurs était une option compétitive. Cette conclusion est largement
confortée par les nouvelles évaluations réalisées dans le cadre des «Futurs
énergétiques 2050.
Rapportées
au nombre de visites décennales projetées (ou plus précisément à la puissance
totale des réacteurs concernés par des visites décennales), les références de
coûts conduisent dans tous les cas à un ordre de grandeur similaire
d’investissements d’environ 600 à 650 k€/MW pour prolonger l’exploitation des
réacteurs de dix ans (NB :soit 50 milliards pour l’ensemble du Grand
Carénage-22 réacteurs).
«
Même en intégrant de manière rigoureuse la totalité des investissements
nécessaires à la poursuite de l’exploitation
du nucléaire existant au-delà de 40 ans et au changement des gros composants
des centrales, les coûts de production à engager.se situeraient autour de 30 à
40 €/MWh en coût de prolongation (hors remboursement et rémunération de
l’investissement initial), soit un niveau plus faible que celui de nouvelles
installations renouvelables à cet horizon (40-80 €/MWh). Ceci fait de la
poursuite de l’exploitation des réacteurs existants l’option économique la plus
compétitive à moyen terme, et ce dans toutes les configurations étudiées »
Les EPR : 4700 €/kW pour des
EPR2 de série. : « Pour
l’EPR de Flamanville, les dernières estimations communiquées par EDF prévoient un
coût total de construction de l’ordre de 12,4 Md€2015 (environ 13 Md€2020),
soit 7900 €2020/kW. Début 2021, EDF a par ailleurs revu le coût du projet
Hinkley Point C en Grande Bretagne à 25-26 Md€2020, soit 7800 à 8100 €2020/kW
S’agissant
du nucléaire historique, pour les paliers P4 et N4, des gains de 25 à 30%
avaient été constatés entre les têtes de série industrielles et les réacteurs
construits ultérieurement
Ces
projections conduisent à retenir, dans
la trajectoire de référence (coût médian intégrant déjà des provisions pour
risque), des coûts de construction de l’ordre de 5500 €/kW pour les premiers (soit
environ 9 Md€ par tranche EPR en comparaison des 12,4 Md€2015 correspondant à
la dernière estimation pour l’EPR de Flamanville), avec une perspective de
baisse à 4700 €/kW pour des EPR2 de série.
Le
démantèlement : Les charges pour démantèlement sont des coûts prévisionnels intégrés dans les
provisions à constituer à la construction des réacteurs
La
loi française prévoit que ces coûts soient provisionnés par l’opérateur pour la
gestion des charges futures20 : ils sont donc bien pris en compte dans
l’estimation des coûts complets annualisés au titre de l’amortissement des
coûts passes : les coûts liés au
démantèlement pour les futurs réacteurs s’établit à environ 290 M€ de
provisions à constituer à la mise en service de chaque réacteur de type EPR2,
soit environ 180 €/kW de CAPEX initiaux. Dans l’analyse de RTE, ce montant
est ajouté au coût des investissements à amortir à la mise en service des
réacteurs
Les déchets : « l’hypothèse retenue pour les
«Futurs énergétiques 2050» se fonde sur une
évaluation volontairement conservatrice intégrant un principe de prudence,
de sorte à ce que la comparaison entre les scénarios M et N ne puisse souffrir
d’un risque de sous-estimation des charges futures liées au stockage des
déchets nucléaires »
« À
l’horizon 2030, des mesures sont nécessaires pour éviter la saturation des
piscines existantes, qui limiterait la faculté à entreposer les combustibles
usés et pourrait contraindre le fonctionnement de certaines centrales du parc
nucléaire. À brève échéance, la densification des piscines de La Hague
permettra d’en augmenter la capacité d’entreposage de 30%. Malgré cela, une
piscine additionnelle sera nécessaire, pour un montant évalué entre un et deux
milliards d’euros. Cet investissement est intégré à l’évaluation économique des
scenarios (Chap11p.462) »
Cigéo : « les coûts considérés sont de 31 Md€2020 au périmètre de l’inventaire de
référence » ; à ceci s’ajoute
« une majoration supplémentaire de
10 Md€ pour prendre en compte la possibilité d’accueillir environ 20000 tonnes
de déchets supplémentaires »
7°) Les points de vigilance sur la
décarbonation
- l’atteinte de l’objectif de
décarbonation du système électrique est en partie conditionnée à la faculté de
décarboner totalement le gaz utilisé dans les centrales thermiques, notamment
dans les scénarios sans nouveau nucléaire
- En cas de non-atteinte des
objectifs de développement des énergies renouvelables ou du nucléaire,il existe
un risque de compensation par des centrales au
gaz fossile
- un scénario de «substitution»
plutôt que «d’addition» entre énergies bas-carbone conduit à faire augmenter
les émissionss. Seule une logique «additive» entre
les énergies bas-carbone permet au système électrique de pourvoir à court/moyen
terme à des besoins en augmentation
Traduction : remplacer
du nucléaire par de l’éolien est une très, très mauvaise idée qui conduirait immanquablement à l’échec de
la décarbonation. Ca s’explique très bien ainsi :
8) Dépendance et matériaux stratégiques:
de nombreuses criticités, surtout pour les ENR
C’est un chapitre très développé
dans le rapport final, et un vrai sujet d’inquiétude déjà traité notamment par
l’Ademe
Sur ce blog :
https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/06/le-photovoltaique-choix-technologiques.html
https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/01/les-reseaux-electriques-choix.html
De nombreuses ressources nécessaires à la transition du système énergétique (cuivre, lithium, cobalt, Aluminium, Silicium…) présentent des enjeux de criticité réels, qui peuvent être de multiples natures et spécifiques à chaque ressource : volume des réserves connues, monopole, conflit d’usage et importance économique, substituabilité, impacts environnementaux liés à leur extraction…
Lithium :
très critique : « Les
réserves mondiales de lithium connues à l’heure actuelle apparaissent limitées
en regard de la croissance de la consommation. Le scénario de référence décrit
dans les «Futurs énergétiques 2050» prévoit une demande cumulée en lithium
d’environ 1 million de tonnes sur les trente prochaines années pour électrifier
95% du parc de véhicules légers en France et décarboner les transports. Cette demande représente de l’ordre de 5%
des réserves mondiales connues de lithium, pour les seuls besoins associés aux
véhicules électriques français. lLutilisation du lithium dans les batteries
apparaît aujourd’hui difficilement substituable dans la mesure où la
technologie lithium-ion est largement dominante. L’approvisionnement en lithium
pose des questions de dépendance géostratégique visà-vis de la Chine. Celle-ci
constitue un acteur majeur intégré dans le secteur du lithium avec deux
importantes compagnies, Tianqi Lithium et Ganfeng Lithium Co. »
Conclusion de RTE : « un
des principaux leviers pour réduire la demande en métaux critiques des
batteries consiste à accompagner la décarbonation des transports et le développement
du véhicule électrique d’une approche de
sobriété (traduction : des voitures plus petites, moins lourdes,
limitation des transports individuel)
Cuivre : très très
critique : un métal critique,
consommé dans le secteur électrique et de nombreux autres secteurs, et qui
présente un risque de tensions sur l’approvisionnement à moyen terme…
Le cuivre est aujourd’hui utilisé dans la plupart des
secteurs économiques et notamment dans le secteur du bâtiment que ce soit pour
l’électricité, les télécommunications ou la plomberie, ou encore dans les
infrastructures de production et de transport d’électricité. Il est également
utilisé dans l’automobile, les biens de consommation, la réfrigération et la
climatisation, etc. Le cuivre constitue
en conséquence une ressource désormais très stratégique.
Plusieurs organismes mentionnent un point de vigilance
concernant l’approvisionnement en cuivre. L’Agence
internationale de l’énergie projette par exemple un pic d’extraction autour de
2024 compte tenu des mines existantes, de celles en construction et du
besoin de cuivre pour la transition énergétique. L’IFPen estime dans une autre
étude que la consommation mondiale de
cuivre cumulée d’ici 2050 pourrait dépasser le niveau de ressources connues en
2019. Même en prenant en compte les capacités de recyclage du cuivre
(aujourd’hui environ un tiers de la demande mondiale est satisfaite à partir de
cuivre recyclé), la consommation de
cuivre primaire d’ici 2050 s’élèverait à plus de 80% des ressources connues en
2019 soit un niveau susceptible de compliquer fortement l’approvisionnement en
cuivre. Le niveau de réserves rapporté au volume de consommation du cuivre
est stable depuis plusieurs années et estimé à 30-40 ans. Bien que les budgets
d’exploration sur les dernières années soient en hausse, le rythme de découverte de nouveaux gisements
s’étiole, en particulier depuis 2014. Le
manque de découverte de nouveaux gisements susceptibles de prendre le relais
des grands gisements en fin de vie conduirait à de sérieux problèmes
d’approvisionnement dans un futur proche, notamment dans un contexte
d’accroissement de la demande. Des fluctuations récentes du prix du cuivre
illustrent dès à présent les tensions croissantes sur l’approvisionnement de
cette ressource. Dans ce contexte, le recyclage constitue un levier essential…
Aluminium : un classement comme matière
critique par la Commission européenne mais des enjeux a priori moins
contraignants que pour le cuivre
En 2020, la Commission européenne a ajouté la bauxite,
matière première de l’aluminium à la liste des matières premières critiques (en
même temps que le lithium, le titane et le strontium), du fait de plusieurs
évènements significatifs qui ont mis en avant la fragilité de la chaîne
d’approvisionnement de l’aluminium.
Remarque : le rapport fait ici allusion à la »crise des oligarques russes de 2018 » (des sanctions américaines contre Rusal ont révélé la dépendance très forte de l’Europe vis-à-vis de Rusal qui livre 85% des producteurs européens ) Ben oui, mais on a laissé disparaitre dans l’indifférence et au nom de la sacro-sainte concurrence l’industrie européenne et française (c’était quand même un point fort de la France) l’industrie de l »aluminium. Rappelons aussi que Dunkerque est devenue la plus importante fonderie d’aluminium de l’Union européenne, en produisant à elle seule en 2018, 13,5% de l’aluminium de l’Union (284 000 tonnes). Elle ne fonctionnerait pas sans l’électricité très bon marché et très décarbonée des six réacteurs de 900 MWe de Gravelines)
Rappelons que le
nucléaire est respectivement 20, 2 000 et 1 00 fois plus économe en
cuivre que l’éolien terrestre, l’éolien maritime et le solaire PV, rapporté à
l’énergie produite sur le cycle de vie de l’installation (source IRENA-2019 et
JRC-2020).
Et c’est d’ailleurs
vrai de tous les matériaux..
Silicium : très
critique aussi
Dans les deux derniers mois, le prix du silicium
métallique a bondi de +300% d’après l’agence Bloomberg. Cette évolution
s’explique notamment par un ralentissement de la production chinoise de
silicium, du fait d’un rationnement…
Le prix des panneaux photovoltaïques polycristallins
pourrait en conséquence également augmenter de manière significative. Cette
situation illustre ainsi la forte dépendance de l’approvisionnement en silicium
à la Chine, qui domine le marché de production de silice de haute pureté et de
production de silicium métallique. Toutefois la France et la Norvège sont aussi
des producteurs significatifs, mais les industriels concernés connaissent
aujourd’hui des difficultés économiques (notamment Ferropem en France) et
prévoient des fermetures de site à moyen terme. Sans soutien ni stratégie européenne visant à préserver une part de
marché européenne (alors que les réserves et l’outil industriel existe déjà),
la Chine pourrait devenir le seul producteur de silicium métallique et de
panneaux photovoltaïques dans le monde, fragilisant grandement la sécurité
d’approvisionnement de la ressource.
Terres rares : La relative bonne
nouvelle : l’approvisionnement en terres rares, s’il soulève des questions
spécifiques en matière de dépendance à certains pays, ne constitue pas un enjeu
de premier ordre pour l’évolution du système électrique. (Ouo, enfin, peut-être
de coût et de pollution quand même ; c’est quand mêmepas un hasard si la
Chine est en quasi-position de monopole…
Et la vraie bonne
nouvelle : l’uranium ! : Les réserves d’uranium naturel et la chaîne de
production en uranium enrichi ne semblent pas soulever de risques
d’approvisionnement d’ici 2050 En 2019, les réserves mondiales d’uranium
identifiées comme exploitables étaient de l’ordre de 6800 kilotonnes,
représentant plus d’un siècle de consommation au rythme actuel.
La consommation d’uranium devrait en outre ralentir de
manière plus ou moins importante, sous l’effet de la réduction de la capacité
nucléaire et de l’amélioration du rendement permise par les réacteurs de 3e
génération de type EPR. Dans le scénario le plus haut en matière de capacité
nucléaire (N03), la consommation cumulée d’uranium naturel atteint près de 260
kt sur la période 2020-2060 (6,5 kilotonnes par an), sous l’hypothèse d’une
poursuite de la stratégie de mono-recyclage actuel (des stratégies différentes
pourraient légèrement modifier ce chiffre à la hausse ou à la baisse). Plutôt
que sur la question de la disponibilité des réserves, l’approvisionnement en
uranium naturel suscite de vifs débats autour de la question de l’indépendance
énergétique
D’autres acteurs indiquent à l’inverse que la France
dispose de gisements d’uranium naturel sur son territoire (même si non exploités
à l’heure actuelle), de stocks
constitués pour plusieurs années de fonctionnement et d’une filière de
production, d’enrichissement et de traitement de l’uranium tirée par des
acteurs industriels nationaux de premier plan.
Remarque : et avec les réacteurs de GENIV (surgénérateurs), plusieurs milliers d’années de réserve. Et la possibilité d’utiliser le thorium, encore plus abondant…
9) Les coûts des batteries : d’importantes baisses
attendues grâce à la massification de leur fabrication...mais
La demande accrue
de certains matériaux critiques nécessaires à la
fabrication des batteries, notamment pour accompagner le développement du
véhicule électrique dans le monde, pourrait renchérir le coût des
batteries. De manière générale, les tensions géopolitiques qui se sont fait
jour au cours des dernières années accréditent l’intérêt de traiter
sérieusement la possibilité d’une augmentation du coût de certains matériaux
critiques dans les scénarios de neutralité carbone. Le sujet de la tension sur
l’approvisionnement de ces matériaux est discuté
ci-dessus.
10) L’Europe : trop de renouvelables, pas assez de pilotable :le sécurité d’alimentation n’est pas garantie
« Tous les scénarios d’atteinte de la
neutralité carbone publiés en Europe reposent sur une forte baisse de la
consommation énergétique finale, tous vecteurs confondus. Cette baisse est
supérieure à 20% pour tous les scénarios européens et nationaux identifiés…
Tous les scénarios reposent également sur une forte
électrification des usages. L’électricité représente actuellement de l’ordre de
25% de la consommation finale d’énergie en Europe, avec des niveaux
sensiblement différents entre les pays. Dans la plupart des scénarios européens
ou de certains États, cette part se situe à l’horizon 2050 entre 40% et 60% et certains scénarios envisagent des taux pouvant
aller jusqu’à 75%.
On retrouve la très
grande incertitude et des stratégies très variables sur l’hydrogène : « l’évolution de la
consommation d’hydrogène est très contrastée selon les scénarios européens et
nationaux, traduisant les fortes incertitudes actuelles sur la part des usages
finaux qui ne pourront pas être électrifiés. Certains scénarios limitent le développement de la consommation
d’hydrogène au secteur de l’industrie, tandis que d’autres envisagent un rôle
important dans la mobilité, y compris légère, mais aussi dans le secteur des
bâtiments, pour le chauffage »
« Les énergies renouvelables variables
représenteront au moins 70% de la production d’électricité européenne en 2050
Dans tous les scénarios d’atteinte de la neutralité carbone à l’échelle
européenne, la place des énergies renouvelables, notamment l’éolien et le
photovoltaïque, évolue fortement pour représenter au moins 70% de la production
totale d’électricité en Europe, au détriment notamment de la production
thermique fossile et, dans une moindre mesure, de la production nucléaire. »
La production
nucléaire en Europe est amenée à se réduire de façon sensible Fin 2019, le parc de réacteurs nucléaires en Europe (EU27, Royaume-Uni
et Suisse) comptait 130 unités en service pour une puissance totale installée
de l’ordre de 122 GW, produisant près de 800 TWh (785 TWh en 2019), soit de
l’ordre de 25% de la production d’électricité en Europe…. Plusieurs États
européens ont en effet décidé de sortir du nucléaire dans les prochaines années
: l’Allemagne en 2022, la Belgique en 2025 et l’Espagne en 2035. D’autres États
(Royaume-Uni, Pologne, République tchèque, Slovaquie, etc.) ont annoncé vouloir
construire de nouveaux réacteurs pour compenser la fermeture à venir de leurs
centrales nucléaires qui arriveront en fin de vie dans les prochaines décennies
ou pour permettre la fermeture de centrales au charbon. Enfin, certains pays comme
la France ou les Pays-Bas n’ont pas encore pris de décision concernant
l’éventuelle construction de nouveaux réacteurs. Cependant, dans tous les
scénarios européens, la capacité nucléaire installée en 2050 est plus faible
(ou au plus du même niveau) que la capacité actuelle »
Remarque : Et ce n’est pas du tout une bonne
nouvelle, ni pour les coûts, ni pour la sécurité d’alimentation, ni la
meilleure garantie de réussir la décarbonation
« Les pays caractérisés par une forte densité de
population (ex. Belgique et Allemagne et possiblement les Pays-bas et Italie),
qui limite le gisement ENR disponible par habitant, envisagent de s’appuyer sur
les imports d’électricité (potentiellement en complément d’imports de gaz
«vert») pour boucler leur système électrique. Dans la plupart des scénarios
énergétiques sur l’Allemagne, la Belgique, l’Italie et les Pays-Bas, ces pays
sont structurellement importateurs d’électricité…. Ces différences de mix de
production entre les pays du nord et du sud de l’Europe auront des conséquences
importantes sur les échanges d’électricité en Europe, avec des variations de
flux jour/ nuit plus marquées, et sur les flux sur le réseau de transport
français qui se situe à l’interface entre ces pays.
Remarque : si chacun compte sur son voisin
pour importer, on est mal. Et c’est effectivement ce qui se passe. On est mal.
Sans compter l’acceptabilité des extension de réseau indispensable ( cf
energgiewende)
Conclusion : « Il s’agit notamment d’accélérer le rythme de développement
des énergies renouvelables. Elles constituent un défi aussi au périmètre
européen dans un contexte d’accroissement des capacités d’interconnexion entre
les pays, la superposition des
stratégies définies au niveau national ne
garantit pas la construction d’un système où la sécurité d’approvisionnement
est assurée et où les coûts sont optimisés »
Remarque : on retrouve l’inquiétude exprimée
par la note de France Stratégie : Quelle sécurité d’approvisionnement
électrique en Europe à horizon 2030 ? : » dès 2030 et vraisemblablement
à une date plus rapprochée, si les tendances actuelles se maintiennent, les
seuls moyens pilotables ne seront pas en mesure de satisfaire toutes les
demandes de pointe moyennes »… « Une forte part d’ENRi dans le mix
électrique augmente la probabilité de déstabilisation du réseau et en
complexifie le pilotage » « ’essor des énergies renouvelables intermittentes doit se faire au rythme
du développement de moyens d’équilibrage du système électrique »…
Ce qui n’est pas le cas dans les scenario européens
actuels. Donc, e très prochainement, ça ne passera pas !
Cf. sur ce blog : https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/02/note-de-france-strategie-quelle.html
Evolution de quelques pays européens :
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