Rapport UNECE (United Nations Economic Commission for Europe : Life Cycle Assessment of Electricity Generation Options

But de l’étude :

L’objectif global de ce rapport est d’évaluer les impacts environnementaux du cycle de vie des divers moyens de production d’électricité. Cela a été effectué en effectuant une ACV sur les inventaires mis à jour du cycle de vie de certaines technologie : houille, gaz naturel, hydroélectricité, solaire à concentration, photovoltaïque, énergie éolienne, nucléaire ont été évalués en fonction des indicateurs suivants: changement climatique, eutrophisation de l’eau douce, rayonnements ionisants, toxicité humaine, occupation des terres, eau dissipée, ainsi que l’utilisation des ressources.

Production par moyen de production :

Les technologies photovoltaïques :

Quelques chiffres et données clés

1) Emissions de gaz à effet de serres : le nucléaire champion toutes catégories

En ce qui concerne les émissions de GES, le charbon affiche les scores les plus élevés, avec un minimum de 751 g CO# eq./kWh (IGCC, USA) et un maximum de 1095 g CO# eq./kWh (charbon pulvérisé, Chine). Équipé d’une installation de captage du dioxyde de carbone et tenant compte du stockage du CO#, ce score peut tomber à 147-469 g CO# eq./kWh (respectivement).

Une centrale à cycle combiné au gaz naturel peut émettre de 403 à 513 g de CO# eq./kWh du point de vue du cycle de vie, et entre 49 et 220 g CO# eq./kWh avec le CSC..

Les émissions du cycle de vie de l’énergie nucléaire sont estimées à 5,5 g CO# eq./kWh en moyenne mondiale, la plupart des émissions se produisant dans les processus frontaux (extraction, conversion, enrichissement de l’uranium et du combustible fabrication). Cette valeur est comparable à la fourchette inférieure des valeurs de la littérature en raison des hypothèses suivantes : intrants énergétiques révisés pour l’exploitation minière et l’usinage, enrichissement par centrifugation uniquement, durée de vie plus longue supposée pour la centrale nucléaire (60 ans au lieu de 40).

Les centrales solaires à concentration présentent une grande variabilité en raison des conditions locales. En fait, les valeurs les plus élevées correspondent à des régions où le solaire à concentration ne serait pas économiquement viable, comme l’Europe du Nord ou le Japon. Sous une irradiation solaire suffisante, le solaire à concentration émet 35 à 40 g de CO# eq./kWh sur le cycle de vie. Les technologies solaires photovoltaïques et éoliennes affichent également de faibles émissions, la plupart des GES étant incorporés dans les infrastructures. À l’exception du silicium polycristallin PV dans certaines régions, aucune technologie ne dépasse 35 g CO# eq./kWh.

Les éoliennes offrent des émissions faibles ( 16 et 23 g CO# eq./kWh pour le onshore et le offshore respectivement). Une partie de ma différence provient de l’utilisation de bateaux et plates-formes flottantes pour la construction et l’entretien.

Les variations prévues d’ici à 2050 sont faibles…et c’est le nucléaire qui devrait encore le plus améliorer ses performances (-25%)

2) Toxicité pour l’homme ( non cancérogène)

La toxicité non cancérogène   pour l’homme s’est avérée fortement corrélée aux émissions d’ions arsenic liées à la mise en décharge des résidus miniers (de charbon, de cuivre), ce qui explique le score élevé de l’énergie au charbon sur cet indicateur.

En ce qui concerne les effets non cancérigènes, le  charbon affiche les scores les plus élevés, avec des moyennes de 54-67 CTUh/TWh et 74-100 CTUh/TWh sans et avec Carbon Capture respectivement. La principale substance contributive est l’arsenic (sous forme ionique), émis dans les eaux de surface et souterraines, par l’extraction du charbon et le traitement des cendres de houille dans les décharges. La deuxième moyenne la plus élevée est celle du photovoltaïque sur toit en poly-Si, avec 14 CTUh / TWh, en raison des apports de cuivre relativement élevés, induisant des émissions d’ions arsenic provenant du traitement des scories de cuivre dans les décharges. Les autres technologies émettent également de petites quantités d’ions arsenic dans l’eau par la production de fonte, de ferronickel et d’alliages d’acier.

 NB :  CTUh/TWh : Unité toxique comparative pour l’homme : unité d’évaluation d’impact exprimant l’augmentation estimée de la morbidité dans la population humaine totale par unité de masse d’un produit chimique émis ( par kilogramme)

 3) Toxicité pour l’homme (cancérogène)

Les effets cancérigènes dépendent fortement des émissions de chrome VI liées à la production d’acier inoxydable– ce qui se traduit par un score modérément élevé pour le solaire à concentration qui nécessite des quantités importantes d’acier par rapport à l’électricité produite

En ce qui concerne les effets cancérigènes, aucun score moyen ne dépasse 8,0 CTUh/TWh. Cette valeur est atteinte par le solaire à concentration,  en raison de la quantité relativement élevée d’acier inoxydable requise pour l’infrastructure).

4) Toxicité pour l’homme : radioactivité

Les impacts des rayonnements ionisants sont causés par l’exposition de l’homme à la radioactivité. Les émissions radioactives provenant des radionucléides sont regroupées indépendamment de la quantité ou du temps d’exposition (comme c’est le cas pour les émissions d’autres substances) de facto selon une approche linéaire sans seuil). Les graphes montrent nettement que l’exposition générale et professionnelle à la radioactivité est moins forte pour le nucléaire….que pour le charbon.   Des recherches récentes suggèrent également des expositions publiques non négligeables pour l’énergie géothermique et une exposition professionnelle notable pour le photovoltaïque (pendant la phase minière).

5) Demande en matériaux critiques 

Les résultats montrent de grandes disparités entre les technologies. La consommation de matériaux critiques est  élevée pour les technologies photovoltaïques (300 à 600 g de métaux non ferreux par MWh), et pour l’énergie éolienne  (environ 300 g de métaux non ferreux par MWh). Les technologies thermiques se situent dans la plage de 100 à 200 g, avec un excédent lorsqu’elles sont équipées de captage du carbone. Le nucléaire est par contre très économe en matériaux critiques, le principal étant le cuivre utilisé...pour l'élimination des déchets

6) Occupation du territoire

L’occupation (ou l’utilisation) des terres comprend à la fois l’occupation des terres agricoles et urbaines, directe et indirecte. Pour l’énergie au charbon, l’occupation des terres se fait principalement à la phase d’extraction, soit par l’infrastructure minière elle-même (à ciel ouvert ou souterraine) et l’utilisation d’étançons en bois dans les mines souterraines (le bois est toujours un choix populaire de matériau pour le soutien de toiture dans les mines), ce qui entraîne des impacts sur l’utilisation des terres de la foresterie. Le gaz naturel n’entraîne pas une grande utilisation des terres, car extrait du sous-sol et les centrales électriques n’utilisent pas beaucoup d’espace. Les projets hydroélectriques, ont des caractéristiques propres au site, y compris pour l’occupation des terres; la topologie de la rivière, de la vallée et du réservoir peut faire varier les indicateurs d’utilisation des terres de plusieurs ordres de grandeur. Cet indicateur est exprimé en points, ce qui donne un score pour la qualité des terres.

NB : l’occupation au sol des éoliennes fortement minimisée car prise au sens strict, c’est-à-dire le socle et la partie sous l’éolienne car il est assumé que le reste de l’espace peut continuer à être utilisé…Il s’agit de “direct impact area” et non de “total project area” (les terres peuvent être utilisées à d’autres fins (p. ex. l’agriculture) ne nécessitant pas de constructions)

 7) Utilisation de l’eau 

L’eau dissipée comprend toutes les utilisations qui privent immédiatement l’environnement local d’utiliser l’eau. Par exemple, l’eau immédiatement retournée dans l’environnement (dans les rivières, les océans ou les eaux souterraines) n’est pas comptabilisée dans les « eaux dissipées »; tandis que l’eau utilisée comme ingrédient pour un produit chimique, ou évaporée, l’est. Les centrales thermiques ont des besoins élevés en eau dissipée car elles privent leur environnement immédiat d’eau facilement disponible pour le refroidissement. Ces besoins (en moyenne) vont de 1,0 m3 par MWh, ou l/kWh (gaz naturel sans CSC), à 2,4 m3 par MWh (énergie nucléaire), à 5,0 m3 par MWh (charbon pulvérisé avec CSC). Pour les énergies renouvelables, les technologies solaires ont une empreinte eau modérée

 8) Quelques résultats particuliers pour l’UE :

 8a) Impacts sur les écosystèmes 

L’eau dissipée comprend toutes les utilisations qui privent immédiatement l’environnement local d’utiliser l’eau. Par exemple, l’eau immédiatement retournée dans l’environnement (dans les rivières, les océans ou les eaux souterraines) n’est pas comptabilisée dans les « eaux dissipées »; tandis que l’eau utilisée comme ingrédient pour un produit chimique, ou évaporée, l’est. Les centrales thermiques ont des besoins élevés en eau dissipée car elles privent leur environnement immédiat d’eau facilement disponible pour le refroidissement. Ces besoins (en moyenne) vont de 1,0 m3 par MWh, ou l/kWh (gaz naturel sans CSC), à 2,4 m3 par MWh (énergie nucléaire), à 5,0 m3 par MWh (charbon pulvérisé avec CSC). Pour les énergies renouvelables, les technologies solaires ont une empreinte eau modérée

 8) Quelques résultats particuliers pour l’UE :

 8a) Impacts sur les écosystèmes 

Le changement climatique contribue de manière écrasante aux impacts sur les écosystèmes, avec de légers impacts de la transformation naturelle des terres pour l’hydroélectricité. L’influence du CSC sur les centrales à combustibles fossiles est claire car elle réduit les dommages aux écosystèmes de 60 à 77%. L’occupation des terres apparaît à peine, mais c’est le plus important contributeur après le changement climatique

8b) Impact sur la santé humaine

L’indicateur final des dommages à la santé humaine est également dominé par le changement climatique (>75 % pour toutes les technologies), à l’exception des installations équipées de CSC, où la toxicité humaine et les émissions de particules sont importantes. Les émissions de particules sont importantes pour la houille seulement, car la combustion du gaz naturel n’émet pas une quantité substantielle de particules. Si l’on exclut le changement climatique, la toxicité et les émissions de particules restent les principaux contributeurs aux dommages pour la santé humaine

Emplois, nucléaire et énergies renouvelables

 Source : étude SFEN https://new.sfen.org/wp-content/uploads/2021/11/Avis-emploi.pdf

Données historiques : le rapport de 2011 de PWC : 2 Emplois temps plein/MW pour le nucléaire

Dans son rapport de 2011, « Le poids socio-économique de l’électronucléaire en France », PWC totalisait 125 000 emplois directs dédiés à l’électronucléaire en France. Rapportés à la capacité de 63,1 GW, cela donnait près de 2 ETP/MW, dont la part d’exploitant (EDF), avec 47 000 ETP, représentait 0,744 ETP/MW. Pour comparaison aux Etats-Unis, cette part d’exploitant, avec 598 ETP par unité, atteignait en moyenne 0,932 ETP/MW5.  

L’Agence de l’énergie nucléaire de l’OCDE (NEA) proposait donc un ratio de 1 ETP/MW pour le nucléaire. La valeur de 2 ETP/MW de PWC intègre l’ensemble de la chaîne de production et traduit l’existence d’une filière intégrée en France, où l’essentiel de la valeur ajoutée est généré par des opérateurs français sur le territoire national.

Données historiques : Etude SFEN 2017

Donc, 2 emplois directs /MW pour le nucléaire, 3.8 emplois direct/indirect/MW. Beaucoup plus que le photovoltaïque et kif kif l’éolien. Seulement attention, il y a là une difficulté méthodologique : ces chiffres correspondent à une phase d’installation intense d’éolien, or c’est justement dans l’éolien la phase de loin la plus utilisatrice de main d’œuvre.

Une difficulté méthodologique Les projets ENR et Nucléaires ont des profils d’emplois très différents :

Par exemple, pour un projet de centrales nucléaire la phase d’exploitation et maintenance (O&M), de loin la plus longue, concerne le plus d’emplois directs – en particulier de l’ordre de deux fois plus que la phase d’installation. Par contraste, un projet de solaire PV dont la durée d’O&M est relativement plus faible présente des chiffres d’emplois directs similaires entre la phase d’installation et la phase d’O&M.

L’intensité en emplois direct n’est pas homogène entre les différentes phases ; d’autre part le ratio de durée entre ces différentes phases n’est homogène non plus. Sommer les ETP et rapporter ce total au nombre de MW, c’est supposer une certaine homogénéité i.e. introduire un biais dans les indicateurs. Dans les faits, ce biais dessert la compétitivité en emplois des filières biomasse, hydraulique et nucléaire en particulier pour ces deux dernières dont la phase d’O&M est relativement plus longue.

Conclusion 1 : Un moyen de s’en affranchir est de autant que faire se peut, donner  le ratio ETP/MW en moyenne pondérée annuellement sur l’ensemble du cycle de vie de l’installation 𝐄𝐓𝐏/MW/an

Conclusion 2 : Les emplois dans les ENR et le nucléaire sont de natures très différentes. Alors toute comparaison honnête implique non seulement la comparaison des chiffres, mais également une étude qualitative sur la nature des emplois, leur pérennité, le niveau de compétence, le salaire, les évolutions possibles etc.

Etude SFEN/PWC 2020 1- Le poids du nucléaire dans l’emploi

La filière nucléaire est la troisième filière industrielle française derrière l’aéronautique et l’automobile, forte de 220 000 professionnels, répartis dans plus de 3 000 entreprises dont 85 % de TPE/PME.

La filière nucléaire compte pour 70 % des emplois directs toutes filières confondues et génère, par MW de capacité installée, deux fois plus d’emplois directs en moyenne par rapport aux filières EnR, en particulier les filières éolienne et solaire photovoltaïque.

Les profils d’emplois sont très différents entre les filières : pour l’éolien terrestre, les emplois se situent lors des phases amont (études, fabrication, distribution) ; pour le solaire photovoltaïque, les emplois se situent lors de la phase d’installation et celle d’exploitation-maintenance ; pour le nucléaire, les emplois se situent lors de la phase d’exploitation-maintenance

La valeur corrigée pour tenir compte des cycle de vie et des profils d’emplois différents : 𝐄𝐓𝐏/MW/an pour le nucléaire, l’éolien terrestre et le solaire en 2018.

Sur l’ensemble du cycle de vie du projet de l’infrastructure en moyenne par an, par capacité installée, la filière nucléaire génère non pas 2 mais 3 fois plus d’emplois directs que les filières éoliennes terrestres ou solaires.

L’investissement dans le nucléaire génère sur l’ensemble du cycle de vie 3 fois plus d’emplois que dans les ENR .

C’est assez attendu : la contribution en emplois des phases en amont de l’O&M est relativement plus élevée pour les EnRi. Or ces phases sont de fait bien plus courtes que la phase d’O&M. Au contraire, pour la filière nucléaire, la phase d’O&M est d’une part bien plus longue et d’autre part plus intense en emploi d’un facteur 2 que les phases amont.

Extrapolation à 2030 :

Pour les capacités installées, PWC a extrapolé la projection de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE 2019, version avril 2020)1jusqu’en 2030 (figure 11), ce qui donne le tableau 7, avec les deux scénarios bas (A) et haut (B) de la PPE.

Pour en déduire les emplois directs, PWC applique une règle simple de proportionnalité en emplois/MW pour l’O&M, et en emplois par MW installés pendant l’année pour le poste installation. Rien n’est précisé pour le poste Etudes ni pour la fabrication et la distribution des équipements, qu’on considérera ici comme proportionnelle au rythme d’installation sans tenir compte d’éventuels décalages dans le temps. En revanche PWC indique que des progrès de productivité sont pris en compte sur les filières éolien et solaire PV entre 2018 et 2030.

Bilan : Scénario A, soit un gain de 34 000 emplois directs (83 000 – 49 000). 

Scénario B, soit un gain de 66 000 emplois directs (115 000 – 49 000).

Pour le nucléaire, la fermeture de 8 réacteurs entre 2018 et 2030 ferait perdre 6000 emplois directs. Soit 0,75 emplois/MW en appliquant le ratio relatif à l’exploitant seul. Il en resterait donc 123 000.

Soit Total EnR + nucléaire 2018 = 49 000 + 129 000 = 178 000 emplois directs

Total EnR + nucléaire 2030 = 83 000 + 123 000 = 206 000 emplois directs

À horizon 2030 les emplois dans le nucléaire représenteront encore 60 % des emplois toutes filières électrogènes confondues, sans prendre en compte le lancement des nouveaux chantiers. Et cela malgré les fermetures de huit réacteurs et le doublement de la capacité d’EnR installée prévu par la programmation pluriannuelle de l’énergie.

La hausse des emplois dans les EnR est portée par une filière française d’éolienne offshore en très forte croissance….mais les données sur le contenu en emploi ne sont pas comparables en termes de robustesse et invite à des précautions : d’un côté la filière nucléaire est mature. Elle présente des chiffres largement étayés et éprouvés par la littérature ; de l’autre côté, les chiffres sur l’éolien offshore, filière industrielle, à construire en France, donne des extrapolations qui restent à confronter au réel

Extrapolation à l’horizon 2050 :

Scénario RTE M23 ( ENR maximal, nucléaire résiduel) :   Le scénario M23 « EnR grands parcs » se caractérise par : - Un parc nucléaire résiduel réduit à 16 GW en 2050 - La massification du développement des renouvelables via de grands parcs éoliens sur terre (72 GW) et en mer (60 GW) et de grandes centrales solaires (125 GW).

L’éolien offshore compte en 2050 pour 66 % (figure 12) des emplois directs générés par le secteur de production d’électricité. En 2018, le nucléaire générait 72 % (annexe 1) des emplois directs selon PWC.

Avec une hypothèse raisonnable de gains de productivité dans l'éolien, cela donne ceci , qui est le scenario privilégié par PWC 

Par ailleurs, la filière offshore comptera, pour une même puissance installée (environ 60 GW), de l’ordre de 100 000 emplois supplémentaires par rapport à la filière nucléaire en 2018. Cette importance prise par l’éolien offshore invite à d’autant plus de précautions que la filière industrielle n’est pas mature à date : «Toutefois, contrairement aux pays de la mer du Nord, la plupart des côtes françaises sont marquées par des profondeurs qui augmentent rapidement avec l’éloignement des côtes. Par conséquent, sur certaines façades maritimes françaises […], le développement de l’éolien en mer ne pourra se faire qu’avec des parcs éoliens flottants. Cette technologie reste à un stade de maturité significativement moins avancé que pour l’éolien posé […]. »  Le nombre d’emplois directs extrapolés à l’horizon 2050 dans ce scénario M23 reposant pour très grande partie sur une filière qu’il reste à développer, une étude de sensibilité des hypothèses d’ETP/MW est nécessaire d’un point de vue méthodologique.

Avec toutes les réserves sur les hypothèses et l’homogénéité des calculs, l’intensité en emploi du scénario M23 est de 1,05 ETP/MW

Scénario RTE N03 (nucléaire 50%) : Dans ce scénario, le mix de production repose à parts égales sur les renouvelables et le nucléaire à l’horizon 2050. Il suppose un fonctionnement étendu des réacteurs actuels tant qu’ils respectent les normes de sûreté, et la construction de nouveaux réacteurs selon un rythme volontariste avec diversification des technologies de troisième génération de grande taille (EPR2), mais aussi des réacteurs de taille réduite (SMR).

Le niveau d’emplois directs serait inférieur de 60 000 ETP par rapport au scénario précédent, soit un écart de 20 % environ, pour une capacité totale installée en renouvelables (éoliens et PV) pratiquement divisée par deux. La part emploi de l’éolien offshore reste encore très importante (25 % du total), le nucléaire reste majoritaire.

L'intensité en emploi du scénario N03  est plus élevé : de l’ordre de 1,18 ETP/MW ; à consommation fixée, cela traduit d’une plus grande efficacité de ce mix.

D'où une première conclusion de la SFEN : sur le long terme, le nombre d’emplois toutes filières électrogène confondues ne varie pas significativement entre les différents scénarios de mix électrique. Par ailleurs, ces résultats restent largement tributaires des hypothèses faites sur la filière de l’éolien en mer

Dans le cas d’un scénario avec une part majoritaire de renouvelable (scénario M23 de RTE) la composition des emplois directs dans le secteur de la production électrique serait renversée en 2050 : la capacité totale d’EnR aurait été multipliée par un facteur six ainsi que les emplois directs associés, mais 109 000 emplois directs seraient perdus dans la filière nucléaire. L’éolien offshore compterait pour 64 % des emplois directs en France (avec un gros avertissement : cette filière n’étant pas techniquement mature et les prévisions sont peu stables)

Dans le cadre d’un scénario avec une part importante de nucléaire (scénario N03 de RTE), il y a moins de capacité à installer, le nombre ETP serait alors légèrement plus faible. En tenant compte des emplois directs et indirects cet écart serait réduit. Par ailleurs, l’intensité emplois du scénario N03 est plus élevée, ce qui traduit d’une plus grande efficacité économique.

D’où la conclusion quelque peu alambiquée de la SFEN :  « la Sfen conclut que l’emploi n’est pas un critère discriminant, dans un sens comme dans l’autre, dans le choix du mix électrique sur le long terme. Celui-ci devra inclure d’autres éléments tels que la robustesse des trajectoires permettant l’atteinte des objectifs de décarbonation, de sécurité d’approvisionnement et de réindustrialisation. »

Commentaire 1) : ce que je comprends ainsi  (raisonnement à la hache) : un euro investit dans le nucléaire génère trois fois plus d’emploi qu’un euro investi dans le photovoltaïque ou l’éolien . Sauf que comme il faut investir trois-quatre fois plus dans les ENR que dans le nucléaire, finalement  pour l’emploi  c’est kif/kif quand on considère un scénario entier.

Commentaire 2) : Donc, toutes les déclarations proclament que les ENR génèreront plus d’emplois que le nucléaire, c’est du pipeau ( mais bon, de la part de Jadot…)

Par contre, pas quand on considère les coûts ! cf scenarios RTE :  20 milliards de plus par ans, à supposer qu’un scénario à fort % ENR soit techniquement possible)

Conclusions : Autres données Emplois directs/  indirects :

Pour le nucléaire, (directs + indirects) = 1,9 x directs : ETPi/MW = 1,9 x ETP/MW –

 Pour le solaire PV, (directs + indirects) = 1,4 x directs : ETPi/MW = 1,4 x ETP/MW –

Pour l’éolien terrestre, le facteur 1,7 estimé en Allemagne n’est pas applicable en France où la part de valeur ajoutée nationale est plus faible, nous retiendrons une valeur intermédiaire : ETPi/MW = 1,5 x ETP/MW

Pour l’éolien en mer, une étude détaillée de 2020 au Danemark analyse les gains de productivité depuis 2010 et obtient un contenu de 4,9 ETP/MW et 10,1 ETPi/MW en 2022 , c’est-à-dire un facteur estimé de 2, proche du nucléaire. La filière offshore n’est pas développé au même niveau que la filière nucléaire dans sa chaîne de fabrication. Aussi nous prendrons un facteur de 1,7 pour la France.

NB : La réalisation de 6 nouveaux EPR2 mobilisera plus de 30 000 emplois directs et indirects pendant la phase de construction dans toute la filière. Il assurera également plus de 10 000 emplois pendant toute la phase d’exploitation, jusqu’au début du prochain siècle. L’enjeu en termes de formation et d’intégration est considérable. 

Rappel sur les mensonges des margoulins de l’éolien et des politiciens qui les soutiennent ou en sont dupes

Les professionnels de la filière photovoltaïque promettaient en 2007 100.000 emplois d’ici 2020. Il y a eu moins de 4.000. Parce que la France n’a pas développé d’industrie, on achète nos modules en Chine… On se souvient des 230.000 jobs promis en 2007 au moment du Grenelle de l’environnement. On le sait aujourd'hui : il y en a eu 10 fois moins…

Dans son rapport sur les ENR de 2018, la Cour des Comptes taclait sévèrement l’Ademe  qui estimait à 79 000 le nombre d’emplois directs liés aux marchés des EnR hors biocarburants sur le territoire national en 2016. Soit une hausse de 30 % par rapport à l’année 2006. Le problème ; seuls 15 % (12 000) relèvent toutefois de la fabrication d’équipements et de l’assemblage et peuvent ainsi être considérés comme des emplois industriels. Le reste relève essentiellement de la maintenance-exploitation (35 à 45 %) et de l’installation (25 à 30 %)”, précise de son côté la Cour des comptes. Elle ajoute que “les projections du nombre d’emplois attendus du développement des énergies renouvelables sont très variables”. D’autres sources estiment que la moitié des emplois que ventent les margoulins de l’éolien sont aussi intermittents que les éoliennes eux-mêmes, car liés aux phases de construction, d’installation des systèmes, qui par définition, ne vont pas durer.

Cela fait longtemps que les syndicats alertent aussi sur les mirifiques promesses des ENR en matière d’emploi. En 2018,  la FNME-CGT a rappélé que,  selon l’Ademe, une capacité de production éolienne de 15 GW (celle actuellement installée en France) génère moins de 4 000 emplois, soit moitié moins que l’actuelle production d’électricité dans les centrales à charbon. Ce chiffre,  montre à quel point le développement des énergies renouvelables n’est pas le gigantesque gisement d’emplois souvent évoqué. Surtout, ces emplois sont très subventionnés : 71 milliards d’euros sur la durée de la PPE selon les chiffrages de FO Énergie et Mines (et donc, comme en Allemagne, ce sont emplois que vent emporte quand le vent des subventions change). De FO également ce commentaire :  « En attendant, la réalité du marché français de 2015 est plutôt celle-ci  : on trouve davantage d’offres d’emplois dans la pose de climatiseurs que dans les projets d’énergie « verte » ou de transport en commun « propre » de Véolia Environnement. Quant aux panneaux solaires, le marché est dominé par les industriels et les emplois chinois…Des demi-emplois pour de demi-garanties sociales en quelque sorte. Les emplois y seraient donc aussi « intermittents » que les éoliennes sont sujettes aux rafales du mistral ou de la tramontane. Un constat doit être établi. Dans l’analyse de l’impact des mutations en cours, les études manquent de rigueur, les chiffres sont approximatifs et pour tout dire, l’objectivité n’est pas toujours au rendez-vous ».

Pour sa part, une syndicaliste  de l’alliance UNSA/CFE-CGC (Mme Autissier), insistait sur les pertes d’emplois dans le nucléaire (Le Monde , 25 novembre 2018 Non, tout le monde n’est pas d’accord pour réduire la part du nucléaire). Citations : « Pour réduire la part du nucléaire à 50 % de la production totale à l’horizon de 2030, Ampère préconise la fermeture de 16 réacteurs entre 2020 et 2030, réduisant le parc nucléaire de 63 gigawatts (GW) à environ 50 GW. Pour arriver à 50 % d’électricité nucléaire en 2035, Volt préconise pour sa part la fermeture de 9 réacteurs et un parc nucléaire de 55 GW. De tels scénarios conduiront inéluctablement à des arrêts d’activité dans nos régions et généreront des pertes d’emplois – avec leurs conséquences sur la vie locale. Le scénario Ampère entraînera la suppression de 70 000 à 120 000 emplois directs, indirects et induits, tandis que le scénario Volt ferait perdre entre 35 000 et 65 000 emplois

Quant aux politiques… En mai 2015, Ségolène Royal annonce la création de 100 000 emplois sur 3 ans dans les filières « vertes « ; Certains organismes, proches du pouvoir politique, sans étayer leurs prévisions, s’enflamment. L’Observatoire Français des Conjonctures Économiques (OFCE) pronostique « la création de 330 000 emplois en 2030 et 825 000 en 2050 ». Selon Benoit Hamon  et Julien Bayou, le porte-parole d'Europe Ecologie les Verts, le renouvelable permet de créer 4 à 6 fois plus d'emplois que le nucléaire ( soit 220000 donc allez, 1 millions d’emplois !!!)

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/01/petits-problemes-avec-leolien-10-gros.html

Mise à jour 28 mars 2023 : Energie : l'éolien et le solaire font encore miroiter leurs emplois ( Le monde)

"La question vaut pour l'éolien, mais aussi pour le solaire : dans quelle mesure le déploiement des énergies renouvelables s'accompagnera-t-il, sur la durée, de créations de postes en France ? Faute de prospectives plus récentes, le Syndicat des énergies renouvelables renvoie à une étude commandée en 2020 auprès du cabinet d'audit EY. Selon cette organisation patronale, l'ensemble du secteur (dont l'hydroélectricité, le bois, le biogaz…) pourrait passer de 166 000 équivalents temps plein en 2019, directs et indirects, à 264 000 en 2028. A condition de respecter la feuille de route gouvernementale, ce qui est encore loin d'être le cas. Une progression est déjà perceptible entre 2006 et 2020, relève l'Agence de la transition écologique (Ademe). Selon son baromètre publié en 2022, le nombre d'emplois directs a déjà presque doublé pour l'éolien terrestre, et a presque été multiplié par neuf dans le solaire photovoltaïque : respectivement 12 680 et 12 160 en 2020. 

« Ces filières accusent un retard important par rapport aux objectifs de la programmation pluriannuelle de l'énergie et, in fine, un marché et des emplois en deçà des niveaux espérés » , convient pourtant l'établissement public. Si on leur ajoute les 12 040 postes liés à l'hydroélectricité (et même avec les quelque 6 500 postes recensés par la suite, en 2021, pour l'éolien en mer), les filières électriques représentent un volume inférieur à un domaine moins médiatisé. La chaleur renouvelable pour les particuliers – par exemple grâce aux pompes à chaleur – mobilisait près d'un emploi sur deux dans le secteur des énergies renouvelables et de récupération, en 2020 : 55 860 équivalents temps plein sur 112 930. Dans le monde, la Chine domine encore très largement sur la plupart des tableaux, grâce à son marché intérieur et ses exportations. Elle pèse 63 % des 4,3 millions d'emplois recensés en 2021 dans la filière des panneaux solaires photovoltaïques. Mais aussi 48 % des 1,4 million d'emplois dans l'éolien, terrestre ou en mer, selon l'Agence internationale pour les énergies renouvelables (Irena), établie aux Emirats arabes unis

Conclusion : faire de la chaleur renouvelable plutôt que des éoliennes !

Cour des Comptes 2021 : Les choix de production électrique : anticiper et maîtriser les risques technologiques, techniques et financiers

 1) le contexte général : des décisions à présent urgentes

La production électrique française repose aujourd’hui à environ 70 %, sur le parc de réacteurs nucléaires. EDF envisage de porter la durée de vie d’au moins une partie de ses centrales nucléaires à 60 ans. Ce parc aura toutefois en grande partie cessé de produire avant 2050, ce qui nécessitera le renouvellement d’une part importante de la capacité de production d’électricité et représentera un investissement considérable.

Afin de respecter les engagements climatiques de la France, seuls des moyens dit « décarbonés » (nucléaire, hydraulique, nouvelles énergies renouvelables) sont désormais envisagés. La construction de ces nouveaux moyens de production nécessite aujourd’hui un délai important. Elle appelle donc des décisions à présent urgentes pour garantir notre approvisionnement à l’horizon de la décennie 2040… et ce d’autant que le développement des usages de l’électricité (mobilité, industrie chauffage…) pourrait augmenter sensiblement la consommation d’électricité malgré les efforts, nécessaires, d’efficacité énergétique et de sobriété….

Le renouvellement du parc de production électrique français constitue un défi technologique, technique et industriel. Les différentes composantes d’un futur par détermineront également des besoins nouveaux notamment en termes de réseau et de stockage, devant eux aussi être anticipés. Enfin, les répercussions en terme d’emplois et d’aménagement du territoire rejoignent des enjeux de compétitivité pour notre pays. Les choix à venir auront ainsi des conséquences sur plusieurs décennies…

2) Chiffres clés. Falaise du nucléaire et prolongation des réacteurs existants

• La production d’électricité est aujourd’hui assurée à près de 70 % par les réacteurs nucléaires.

• Les deux tiers des réacteurs nucléaires en fonctionnement auront atteint 60 ans dans le courant de la décennie 2040.

• Les durées de construction des nouveaux moyens de production varient entre 8 et 15 ans selon les technologies, éolienne terrestre, éolienne maritime ou nucléaire.

• La consommation d’électricité pourrait passer d’environ 475 TWh à 650 TWh en 2050 du fait de l’électrification des usages.

Le parc nucléaire en fonctionnement dont la durée de vie est actuellement envisagée jusqu’à 60 ans devrait en grande partie être mis à l’arrêt d’ici 2050. Notre outil de production électrique devra donc, de façon substantielle, être renouvelé en une vingtaine d’années et pour plusieurs décennies.

À ce jour, la prolongation des réacteurs à chacun des réacteurs à 50 puis 60 ans ne peut d’ailleurs être tenue pour acquise, comme le souligne régulièrement l’Autorité de sûreté nucléaire. Elle dépend de la validation par cette dernière des visites décennales de chacun des réacteurs au bout de 40 puis50 ans d’exploitation. Aujourd’hui, seule la prolongation à 50 ans des réacteurs de type REP 900 est engagée (cf. décision de l’ASN du 23 février 2021).

Une exploitation au-delà de 60 ans n’est aujourd’hui pas prévue. RTE retient toutefois l’hypothèse, dans l’un des six scénarios de son rapport Futurs énergétiques 2050 publié le 25 octobre 2021, d’une prolongation de certains réacteurs au-delà de 60 ans tant qu’ils respecteront les normes de sûreté, tout en soulignant que cela repose sur un pari technologique lourd. Aux États-Unis, la commission de sûreté nucléaire (NRC) a accepté la prolongation à 80 ans de quatre réacteurs, Turkey Point 3 et 4, et Surry 1 et 2.

3) De longs délais de construction des moyens de production…quel qu’ils soient

Le passé récent montre que la construction de nouveaux moyens de production électrique nécessite dans notre pays un délai important….quelle que soit la technologie utilisée : plus de 15 ans pour l’EPR, entre 7 et 9 ans pour les parcs éoliens terrestres, un minimum de 11 années pour les premiers parcs éoliens en mer. Ces délais, dont on peut espérer la réduction à l’avenir, sont également significatifs pour les infrastructures qui y sont associées : 5 à 10 ans pour les lignes haute tension, 4 à 7 ans pour les postes électriques, etc.

Les modes de production de l’électricité au-delà de 2040 et la trajectoire pour y parvenir constituent donc un enjeu majeur pour les prochaines années. Il s’agit de décisions à présent urgentes pour garantir notre approvisionnement à cette échéance.

4) Un renouvellement du parc dont le dimensionnement est incertain

La stratégie nationale bas-carbone reflète  une anticipation de l’électrification des usages en tablant sur une demande électrique à l’horizon 2050 s’élevant à 650 TWh….Si « une efficacité et une sobriété énergétiques fortement accrues réduiraient sensiblement ce besoin additionnel. Dans tous les cas, une forte augmentation de la part de l’électricité dans le mix énergétique est anticipée.

Ce dimensionnement dépend, par ailleurs, de la volonté et de la possibilité de maintenir ou non un solde exportateur de l’ordre de 50 à 70 TWh par an, comme cela a été le cas tout au long de ces dernières années. Un solde ramené à l’équilibre compenserait une partie d’un éventuel surplus de consommation.

Remarque : bon, ben il vaudrait quand même mieux garder une capacité d’export…D’autant que, comme l’a souligné France Stratégie, comme tous les pays européens diminuent de façon non coordonnées leurs sources pilotables…et comptent chacun sur les exportations de ses voisins pour y parvenir…ça va finir par poser un grave problème au réseau européen…

 Cf. sur ce blog : Note de France Stratégie : Quelle sécurité d’approvisionnement électrique en Europe à horizon 2030 ?

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/02/note-de-france-strategie-quelle.html

 5) Des choix pour un avenir de long terme

En dépit des incertitudes sur nos besoins d’électricité, il conviendra sur la période 2022-27 de faire et d’assumer des choix structurels au moins pour la période 2040-2070, et potentiellement pour 2040-2100. En effet, le parc de production électrique renouvelé engagerait notre pays pour plusieurs dizaines d’années, de l’ordre de 60 ans en cas de nouveaux réacteurs nucléaires, de 25 à 30 ans pour les modes de production à partir d’énergies renouvelables.

Ces choix à brève échéance seront donc structurants à long terme, comme l’ont été ceux des années 1960 et 1970 s’agissant du parc nucléaire actuel…Au regard de la contrainte de délai pour la construction d’un nouveau parc, ces aléas technologiques et de dimensionnement ne permettent toutefois pas de différer les choix.

Remarque : c’est la capacité de notre démocratie et de ces dirigeants à s’engager dans un programme de long terme et à s’ y tenir  qui est ici mise au défi ; ou  ce défi est relevé, ou ce sera l’effondrement, la misère et de toute façon  la dictature …

6) Un challenge pour le nucléaire

Le lancement de six EPR2, nouveau modèle qui n’a pas encore été validé par l’ASN, mais que le Gouvernement a demandé à EDF de préparer, a été soumis à l’entrée en service effective de Flamanville, qui n’interviendra pas avant 2023. Si la décision était prise, ces six EPR2, dont le coût de construction estimé par EDF s’élève à 46 Md€, entreraient en service de façon échelonnée entre 2035 et le début des années 2040…

Or, le maintien d’une part nucléaire de 50 % dans la production d’électricité projetée par la stratégie nationale bas-carbone au-delà de 2050 supposerait de disposer à terme non pas de sept EPR ou EPR2, mais de 25 à 30 dans l’hypothèse où les réacteurs actuellement en fonctionnement seraient presque tous arrêtés à cet horizon. Construire un tel nombre d’EPR2 en une trentaine d’années nécessiterait, au-delà des mesures déjà prises récemment (cf. plan Excell d’EDF présenté en décembre 2019), une mobilisation et un effort de redressement accélérés de notre industrie nucléaire. La question du nombre de sites disponibles pourrait en outre se poser, le changement climatique pouvant rendre plus compliquée l’installation de sites en bord de fleuves.

Dans son rapport Futurs énergétiques 2050, RTE envisage néanmoins, dans l’un de ses six scénarios, l’hypothèse du développement de SMR pour une puissance cumulée de 4 000 MW, à la place de plusieurs EPR2.

Remarque : 25 à 30 EPR2, c’est une projection pessimiste avec aucune ou peu de prolongation du nucléaire existant. Le scenario RTE NO3 (50% de nucléaire en 2050 avec prolongation autant que faire se peut du nucléaire existant suppose 14 EPR2. Pour rester à 70% une vingtaine, ça devrait le faire . Mais le pint intéressant est que la Cour des Comptes considère que 30 EPR2, c’est un défi, mais pas infaisable..

7) Mais un challenge aussi pour les renouvelables !

« Les défis à relever paraissent tout aussi importants pour les nouvelles énergies renouvelables. I l n’existe certes pas d’incertitude technologique pour les outils de production en eux-mêmes, qui au

contraire progressent d’année en année, la puissance moyenne des éoliennes terrestres ou maritimes augmentant par exemple régulièrement, de même que le rendement des panneaux solaires photovoltaïques. Toutefois, un développement de très grande ampleur, dans un scénario 100 % renouvelable, ou ne comportant qu’une faible part de nucléaire ou d’autres moyens pilotables, nécessiterait de surmonter les difficultés découlant de la variabilité de leur production en définissant des modalités de stockage à un coût abordable, comme l’a souligné le rapport d’étape RTE-AIE sur un scénario 100 % renouvelable en 2050.

Ce scénario risquerait également de se heurter à des difficultés d’implantation du fait de contraintes géographiques ou règlementaires, voire de difficultés d’acceptabilité sociale, tant pour l’éolien terrestre que pour les parcs offshore au large des côtes françaises, et, dans une moindre mesure, de conflits d’usage avec le secteur agricole pour de très grandes centrales solaires au sol. »

Et, on le sait, un scenario à fort pourcentage d’ENR, nécessite beaucoup de gaz : là c’est pas gagné non plus !

« Pour ce qui concerne le remplacement du gaz fossile par du gaz vert comme moyen de production d’électricité, la question du coût et des limites des moyens de production de biogaz serait posée, de même que serait interrogée la pertinence de son utilisation pour produire de l’électricité plutôt que l’injection dans le réseau de gaz ou l’approvisionnement des flottes de bus ou de camions assurant des dessertes locales. Enfin, l’utilisation d’hydrogène comme moyen de production et de stockage, qui n’est envisageable que s’il est produit par un processus lui-même décarboné, nécessite quant à elle des moyens accrus de production d’électricité. »

Et il faudra aussi un développement important du réseau, et c’est pas gagné non plus !

« le réseau des lignes très haute tension (THT) devra, le cas échéant, être adapté pour raccorder de nouveaux lieux de production, en particulier les parcs éoliens en mer, voire des réacteurs nucléaires qui seraient construits sur de nouveaux sites, ainsi que pour s’adapter aux arrêts concomitants (un délai d’anticipation supérieur à 10 ans est nécessaire).

L’ampleur des besoins en interconnexions supplémentaires, au-delà de celles déjà programmées (cf. carte suivante) pourrait également varier sensiblement en fonction de la part de mix « pilotable ». Une très grande part d’énergies renouvelables au sein de la faut en premier lieu souligner production d’électricité rendrait nécessaire, en que le réseau des lignes très haute tension complément de modalités de stockage, une (THT) devra, le cas échéant, être adapté pour capacité d’échanges accrue avec nos voisins. »

Remarque :  Et ça non plus, c’est pas du tout gagné, voire les exploits allemands de l’Energiewende

Et on est déjà bien en retard !

« Au regard de l’actuelle PPE, la progression des EnR a déjà pris du retard, et la séquence précise de fermeture de réacteurs pour atteindre 50 % en 2035 n’est pas officiellement arrêtée. Comme RTE l’a récemment souligné dans son dernier bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité, la sécurité d’approvisionnement est actuellement sous vigilance et la simple tenue des objectifs d’EnR nécessiterait une accélération très sensible du rythme annuel de mise en service de ces nouveaux moyens de production. C’est tout particulièrement le cas pour les filières éoliennes en mer ou solaire photovoltaïque, comme l’illustre le graphique suivant pour cette dernière. »

Remarque : voilà ce que donnerait l’évolution pour la filière photovoltaïque : c’est pas gagné non plus ! 

La question des emplois ! : les emplois créés ne seront pas là, ou très partiellement mais les emplois perdus le seront.

« La filière nucléaire représente 200 000 emplois en France , répartis entre plus de 2 000 entreprises, constituant la troisième filière industrielle française derrière l’aéronautique et l’automobile. Par ailleurs, la présence d’une filière nucléaire civile n’est pas sans incidence pour nos moyens militaires.

Les nouvelles énergies renouvelables correspondent à une dizaine de filières industrielles différentes, pour un total d’environ 60 000 emplois hors hydraulique. Toutefois, le développement de l’éolien terrestre et du solaire photovoltaïque dans notre pays ne s’est que très partiellement traduit par une croissance des emplois de fabrication de ces équipements, même si l’évolution des emplois au titre des énergies renouvelables au cours de la dernière décennie a été essentiellement portée par les nouvelles énergies renouvelables électriques. Les parcs éoliens maritimes ont par contre entraîné la création d’usines à Saint-Nazaire, au Havre et à Cherbourg…

Remarque 1) Intrinsèquement, rien, absolument rien ne soutient que les ENR créeront plus d’emplois que le nucléaire !

Remarque 2 ) : ben c’est aussi ce qui a été observé en Allemagne…ou l’industrie photovoltaîque s’est effondrée en quelques années et les subventions ont créé… énormément d’emplois en Chine

( L’ex-Allemagne de l’Est était censée se transformer en  nouveau paradis du photovoltaïque, en « Temple du Soleil », grâce à une multitude d’emplois high-tech. ,En quelques petites années, les cellules photovoltaïques à bas prix importées de Chine ont inondé les marchés et les prix se sont écroulés à vive allure. Quelques mois plus tard, le Temple du Soleil n’était plus qu’un champ de ruines. »)

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/01/petits-problemes-avec-leolien-10-gros.html

Remarque 3) Cette question des emplois mérite un plus grand développement.

En France,  les professionnels de la filière photovoltaïque, par exemple, promettaient 100.000 emplois d’ici 2020. Il y a eu moins de 4.000., les autres sont en Chine.  230.000 jobs promis en 2007 au moment du Grenelle de l’environnement: il y en a eu 10 fois moins »

Dans son rapport sur les ENR de 2018, la Cour des Comptes taclait sévèrement l’Ademe  qui estimait à 79 000 le nombre d’emplois directs liés aux marchés des EnR hors biocarburants sur le territoire national en 2016. le problème : seuls 15 % (12 000) relèvent toutefois de la fabrication d’équipements et de l’assemblage et peuvent ainsi être considérés comme des emplois industriels. Le reste relève essentiellement de la maintenance-exploitation (35 à 45 %) et de l’installation (25 à 30 %)”, précise de son côté la Cour des Comptes. Elle ajoute que “les projections du nombre d’emplois attendus du développement des énergies renouvelables sont très variables”. En fait, une bonne partie des emplois que ventent les margoulins de l’éolien sont aussi intermittents que les éoliennes eux-mêmes, car liés aux phases de construction, d’installation des systèmes, qui par définition, ne vont pas durer.

Et surtout, il faut aussi faire la part des destructions : l’arrêt prématuré de la centrale de Fessenheim da détruit  2 200 emplois locaux, directs, indirects et induits ; supprimer  16 GW de nucléaire, comme le propose l’actuelle PPE, ce sont près de 18 000 emplois locaux pérennes (directs, indirects et induits) qui seraient ainsi supprimées, dont plus des 2/3 à haute qualification et haute contribution économique. Les filières éoliennes et photovoltaïques de remplacement créeraient numériquement moins d’emplois, et surtout moins pérennes et moins qualifiés.

En bref les mirifiques promesses de création d’emplois des ENR ne se sont jamais concrétisées, ni en France, ni ailleurs  (sauf en Chine…) et la leçon est celle-ci : les emplois créés ne seront pas là, ou très partiellement mais les emplois perdus le seront.

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/01/petits-problemes-avec-leolien-10-gros.html

8) Données supplémentaires sur les coûts :

Prolongation du nucléaire existant : Compte-tenu des prévisions actuelles par EDF des coûts d’investissement associés au Grand carénage, le coût de prolongation du parc existant atteindrait ainsi plus de 35 €2015/MWh. pour l’ensemble du parc, au moins 38 €2015/MWh pour le seul palier 900 et 30,5 €2015/MWh pour le palier 1300. Ces niveaux de coûts sont supérieurs à ceux recensés à l’international par l’AIE et l’AEN. Dans leur dernier rapport conjoint, ces agences placent les coûts de prolongation de 10 ans des réacteurs dans différents pays au sein d’une fourchette allant de 31,3 à 36,0 US$/MWh (soit 26,3 à 30,2 €/MWh104) pour un taux d’actualisation réel de 7% et pour un facteur de charge de 85%..

L’écart par rapport à l’estimation faite sur la base des données d’EDF provient, pour l’essentiel, à la fois du facteur de charge plus élevé retenu par l’AIE-AEN et d’une temporalité différente des investissements.

Nouveau nucléaire : Le coût très élevé de la construction de FLA 3 est en partie imputable à un certain nombre de facteurs spécifiques que la Cour a analysé dans son rapport particulier sur La filière EPR. La construction d’un nouveau modèle d’EPR, l’EPR 2, dont le dossier de sûreté est en cours d’instruction par l’ASN, devrait permettre d’abaisser notablement le coût de construction des réacteurs de troisième génération, dans l’hypothèse où le Gouvernement déciderait de lancer un nouveau programme de construction.

Pour l’heure, les éléments de coûts qui ont été transmis par les services de l’Etat à RTE dans le cadre de la préparation du bilan prévisionnel de long terme 2050, et rendus publics par RTE105, se fondent sur un coût moyen de construction, pour 3 paires de réacteurs, compris entre 4 165 et 5 100 €/kW. Sur la base des hypothèses également fournies pour les coûts de développement du programme et pour les charges prévisionnelles d’exploitation, la Cour a calculé le LCOE du programme, pour une durée de vie des réacteurs de 60 ans, un facteur de charge de 85% et à un taux de financement identique à celui utilisé dans les calculs du coût de production du nucléaire existant. Elle aboutit à une fourchette de coût comprise entre 85 et 100 €/MWh. Comme l’indique RTE dans son document soumis à consultation publique, ces éléments de coûts sont des données provisoires. Les travaux se poursuivent pour conforter l’analyse des coûts d’un éventuel programme EPR.

Ceci dit, dans sa recommandation 2, la Cour appelle comme RTE à calculer le coût complet d’un système électrique : « Calculer le coût complet de chaque scénario de mix électrique, en ayant recours à des variantes de coûts et de taux d’actualisation, en fonction des risques associés au développement de chaque filière de production. »

C’est d’ailleurs bien la conclusion finale de la COUR : « Prendre en compte les analyses présentées par RTE dans son rapport « Futurs énergétiques 2050 » dans l’étude d’impact de la loi de programmation sur l’énergie et le climat prévue à l’article L.100-1 A du code de l’énergie. »