Consultation CNDP- Penly : Un débat réservé aux ONG anti-nucléaires, les ONG pronucléaires exclues

CNDP Débat Penly 8 novembre à Paris et par vidéo : Avons-nous besoin d'un nouveau programme nucléaire ?

Scénarios de Réseau Transport d’Electricité (RTE) , Scénarios de l’Agence de la transition Ecologique (ADEME) , Scénarios de l’association NégaWatt :

Pour un point sur les scenarios exclus de la discussion par la CNDP et qui permettent de préserver 70 à 80% de nucléaire de base, décarboné, pilotable, économique, 24h/24h, 7 jours/7, par tous temps  

Scenario CEREME

Pour commencer, un petit problème : la sous-estimation par RTE de l’augmentation des besoins électriques au vu des estimations des sociétés savantes et de nos voisins

Le scenario CEREME – Roland Berger 

Il est basé sur  l'hypothèse de la mise en oeuvre d'un programme électronucléaire français permettant d'atteindre 98,6 GW de capacité nucléaire installée en 2050 et reposant sur deux hypothèses fortes :

 - la prolongation du parc nucléaire historique jusqu'à 70 ans ; soit 59 GW, avec une hypothèse de disponibilité de 75 %,

- la construction de 24 nouveaux réacteurs de type EPR 2 d'ici 2050, soit 39,6 GW d’ici à 2050 (avec un taux de disponibilité de 85 %). Ces nouveaux réacteurs seraient construits sur un rythme de deux par an à compter de 2028, « à mettre en relation avec le rythme de mise en service du parc historique, de quatre à six réacteurs par an, dans les années soixante-dix et quatre-vingts »

Ces moyens nucléaires sont complétés par les moyens hydrauliques existants et projetés par RTE dans son rapport Futurs Energétiques 2050 ainsi que par une part plus faible d'EnRi (49,6 GW).

Ce mix fait l'hypothèse de l'arrêt du développement et du non-renouvellement des capacités renouvelables centralisées. En 2050, le parc EnRi est alors constitué principalement de capacités solaires diffuses (48,7 GW) en autoconsommation dont le développement dépend plus marginalement des pouvoirs publics. Les capacités éoliennes sont progressivement retirées du fait de leur vieillissement (durée de vie estimée à 20 ans pour l'éolien offshore, 25 ans pour l'onshore).

Commentaires et précisions

 La dimension du parc à construire dépendra donc du choix qui sera fait pour la DDV du parc existant. Il faudra construire 40 GW, si on retient 80 ans, 45 si on retient 70 ans, 86 si l’on limite à 60 ans. 40 GW représentent la puissance de 24 réacteurs EPR2, 45 GW la puissance de 27 EPR2 et 55 GW (dans une hypothèse de fermeture étalée entre 60 et 70 ans) 30 EPR2.

Dans cette hypothèse et en supposant que le processus d’approbation conduise à la mise en construction du 1er réacteur en 2027 et une durée de construction moyenne de 7 ans, il faudra construire 30 EPR2 en quinze ans, soit deux par an. C’est un enjeu industriel considérable mais bien sûr atteignable. Rappelons que dans les années 80 la France a mis en service 40 GW en dix ans, avec un pic de 6 réacteurs la même année. Cela implique un engagement politique et industriel clairement affiché et comme dans les années 70-80, des contrats de programme qui permettent aux industriels d’investir sur le long terme dans les outils de fabrication et dans la formation.

Il existe un autre critère essentiel pour le dimensionnement du mix de production qui est la puissance mobilisable (GW) à la pointe de consommation. Ce critère très rarement évoqué résulte de ce que l’électricité n’est que marginalement stockable et qu’il faut donc fournir à chaque instant la puissance demandée. Aujourd’hui, la puissance « pilotable » mobilisable à la pointe compte au maximum 57 GW de nucléaire, 15 GW d’hydraulique, 12 GW de gaz, environ 6 GW de charbon, fuel et bio énergie, pas de solaire (éventuellement 1GW d’éolien). Au total, 91 GW qui devraient tomber à 86 si les centrales à charbon et au fuel sont fermées en 2021 comme il est prévu. Rappelons que lors des épisodes de pointe que la France a connus, la puissance demandée a dépassé 90 GW (102GW en février 2012). La conséquence est que, au-delà des 15 GW d’hydraulique qui n’augmenteront que d’un ou deux GW d’ici 2050, ce sont exclusivement le nucléaire de puissance et le gaz (le charbon et le lignite en Allemagne) qui permettront de répondre à la demande de pointe. Le choix est donc simple : plus de nucléaire et moins de gaz ou plus de gaz et moins de nucléaire.

Le développement industriel des nouvelles technologies que sont le stockage de masse, l’hydrogène, les « gaz verts » et même les SMR, reste hautement hypothétique, ou totalement antiéconomique, à l’échéance de 2050, et sans doute encore après, en tout cas pour leur usage dans la production d’électricité. Si l’on suppose que la pointe évolue proportionnellement à la consommation c’est-à-dire d’environ 50% d’ici 2050, il faudra environ 135 GW (90x1,5) de puissance installée et, par conséquent, 120 GW du mix nucléaire plus gaz.

La France bénéficie de la technologie, d’une base industrielle, d’une opinion publique favorable et surtout du plus grand parc homogène en exploitation, il faut donc limiter à son minimum la production d’électricité au gaz, en augmentant la part du nucléaire. Jusqu’aux années 2010, le nucléaire a représenté jusqu’à 80% de la production. Le bénéfice pour les Français a été considérable : prix constamment décroissants, indépendance nationale, bénéfices d’exportation élevés. Le développement de la production au gaz conduira nécessairement à une aggravation de la dépendance énergétique vis-à-vis de l’Algérie, de la Russie et de l’Allemagne, à une aggravation importante de la balance commerciale et plus certainement encore à une augmentation et une instabilité des prix de l’électricité (la situation actuelle le préfigure). Pour réduire notre dépendance stratégique et économique à une source d’énergie exogène et assurer une production d’électricité à un prix stable sur la longue durée, l’intérêt national est de réduire autant que possible la part du gaz et de la limiter, en complément de l’hydraulique, à la modulation de la production.

C’est donc d’un parc nucléaire d’environ 100 GW dont la France aura besoin en 2050. Avec l’hypothèse réaliste d’une disponibilité du parc de 82%, comme cela a été le cas pendant de nombreuses années, le nucléaire représentera alors 80% du mix de production, revenant ainsi à un niveau historique (100GW x 8760h x 0,82 = 718 320 GWh soit environ 720 TWh = 80% de 900 TWh). Cette hypothèse qui permet de limiter à quelques GW l’augmentation de la puissance au gaz rend totalement inutiles les ruineux investissements dans les énergies renouvelables éoliennes et solaires.

Scenario Terrawater ( Les Voix du nucléaire)

 Il préconise un fort développement du nucléaire (22 EPR2 d’ici 2050) et en même temps un développement massif de l’hydroélectricité, qui est la 1ère source d’énergie renouvelable dans le monde (multiplication par 9 des capacités de STEP),

De plus, le type de capacité hydraulique que ce scénario veut développer massivement, ce sont des STEP  (Station de Transfert d’Energie par Pompage), qui sont le 1er moyen de stockage de l’électricité. TerraWatter préconise de passer de 5.000 MW de STEP actuellement, à 47.000 MW, et ce principalement en modernisant des installations déjà existantes. Cette puissance de STEP permet, à un prix extrêmement compétitif, sans besoin en matériaux précieux et importés, avec une technologie éprouvée, de résoudre le problème de l’intermittence des énergies renouvelables solaire et éoliennes.

 Il est construit sur des technologies éprouvées et maîtrisées aujourd’hui : Les rédacteurs ont choisi d’ôter tout risque sur la capacité de production industrielle et tout doute technologique. Par exemple, il n’est plus question de technologies non encore matures en 2022, comme le stockage de l’électricité via des batteries à grande échelle, le V2G (vehicle to grid)

A la place des principes simples : une faisabilité technique et industrielle déjà éprouvée en 2022, un minimum de complexification du réseau pour plus de robustesse.

Il est basé sur une grande capacité de production : Il préconise une production d’électricité totalement décarbonée et abondante afin de ne pas dépendre des importations, et permettant d’encaisser une augmentation massive de la consommation qu’entrainera l’électrification de l’industrie et des transports.

Scenario Negatep (Sauvons Le Climat)

Compromis entre le souhaitable et le possible, NégaTep conduit progressivement, à l’horizon 2050-2060, à une réduction par un facteur supérieur à 4 des émissions de gaz à effet de serre dans notre pays, sans imposer de décroissance. Cette décarbonation concerne tous les secteurs de l’activité économique (hors agriculture) et s’accompagne d’un recours massif au vecteur électricité. La production électrique serait très majoritairement nucléaire complétée par une importante contribution de renouvelables et un reliquat de fossiles (gaz) voué à la disparition.

Le scénario Negatep prévoit 725 TWh. Cette forte augmentation de 275 TWh s’explique essentiellement par le rôle prédominant que prend l’électricité dans les transports en remplacement partiel du pétrole. L’énergie issue du nucléaire passe de 400 TWh à 565 TWh (exemple 50 tranches EPR)

Cet accroissement de 275 TWh sur la consommation actuelle, est la conséquence de deux effets de sens contraires : Une stabilisation au niveau actuel, voire une légère baisse, des usages traditionnels de l’électricité,  l’apparition de besoins nouveaux d’électricité soit :

- le développement de l’électricité en direct pour les transports : + 105 TWh

- la production de biocarburants : + 115 TWh

- l’évolution des besoins de chaleur dans les usages fixes + 33 TWh

-  l’évolution des usages spécifiques de l’électricité + 33 TWh La production se répartit entre les sources non émettrices de CO2 pour et celles émettrices de CO2 :

D’où finalement Sources non émettrices de CO2 685 TWh répartis :

- Nucléaire 565 TWh

-  Hydraulique 70 TWh

- Bois et déchets 20 TWh

- Eolien 20 TWh

- Divers renouvelables 10 TWhe.

- Sources émettrices de CO2 : Gaz naturel 40 TWh

Pour répondre à ces besoins de production accrus de 57 % (passage de 437 à 688 TWh), les nouvelles tranches dites de IIIème génération se substitueront aux tranches actuelles, au fur et à mesure des fins de vie de ces dernières.

Les nouvelles tranches EPR de 1650 MW se substitueraient aux tranches actuelles (de 900 à 1450 MW) dont la puissance moyenne est de 1070 MW. Elles sont conçues pour être capables de produire près de 13 TWh par an, mais on peut penser que certaines d’entre elles seraient utilisées en semi-base, pour limiter le nombre de centrales à gaz de secours de l’éolien et répondre au pic de consommation d’hiver. Avec une production moyenne de 11 TWh/an (facteur de charge 76 %), il faudrait environ 64 EPR (soit un nombre proche des 58 tranches existantes, et donc un rythme de construction de 2 EPR par an à partir de 2030.

Quel que soit le niveau final de puissance retenu (simple remplacement à puissance totale identique ou plus comme il sera vu ci après), pour ne pas avoir l’« effet falaise » et retrouver un tythme de construction calé sur celui des années fin 70 (plus de 4 tranches par an certaines années) les arrêts définitifs seront programmés entre 50 et 60 ans. Cela donne un besoin de tranches nouvelles en remplacement à partir de 2027 et une fin de remplacement en 2060, donc étalé sur 33 ans, comme le montre la figure 8.

En 2050, il y aurait encore environ 16 GW de centrales de II° génération en service et Négatep considère qu’il faut aller au delà de la limite des 63 GWe fixée par la loi sur la transition énergétique de 2014, et donc de prévoir comme indiqué figure 7 le développement d’ unités de III° génération, au delà du simple remplacement

Commentaire et comparaison avec Négawatt :

Le scénario Negatep prévoit 50 Mtep de renouvelables (x 3 par rapport à 2000) Les renouvelables couvriraient ainsi 37 % des besoins

Cet écart de 27 Mtep avec Negawatt  dans les prévisions d’appel aux renouvelables, vient essentiellement

- d’une grande différence sur  l’éolien : 140 TWh pour Negawatt  (soit 32%) et 20 TWh pour Negatep (soit 3%)

-  le photovoltaïque : 65 TWh pour Negawatt et qui reste marginal pour Negatep

- la biomasse chaleur : 27 Mtep pour Negawatt et 19 Mtep pour Negatep

-  la biomasse pour les biocarburants : 10 Mtep pour Negawatt et 5 Mtep pour Negatep

Dans le scénario Negatep, les différentes voies retenues peuvent toutes être développées avec les technologies existantes ou sur le point de l’être, à l’exception de la production de biocarburants à partir de produits ligno-cellulosiques.

La situation est différente dans le scénario Negawatt, car on ne sait pas aujourd’hui stocker de grandes quantités d’électricité, condition indispensable à la production de plus de 200 TWh d’électricité intermittente. C’est probablement la raison pour laquelle le scénario Negawatt prévoit, à titre transitoire, une augmentation massive de la production d’électricité à partir de gaz naturel (40 % en 2040). En fait, en l’absence de stockage de l’électricité, la production intermittente pourrait difficilement dépasser 10 %.