RTE, scenarios « Futurs énergétiques 2050 : comparaisons nucléaire/ENR

1) Les scénarios

Rappel : RTE dans son travail de prospective propose une hypothése centrale de consommation d’électricité à 645 TW.h ( basée sur 40% d’efficacité énergétique) et 6 scenarios :

Ces hypothèses ne sont pas sans poser quelques problèmes :

cf. https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/11/les-futurs-energetiques-2050-de-rte.html

 

Les scenarios M sans nouvelles  construction de réacteurs nucléaires  M0 (100%ENR), M2 (Scenario ENR diffus- essentiellement photovoltaïque-13% nucléaire historique), M2 (grands parcs éoliens sur terre et en mer et photovoltaïque -13% nucléaire historique)

 

Les scenarios N avec construction de nouveau  nucléaire: N1 (6 EPR 2, une paire EPR  tous les cinq ans à partir de 2035, 26% (28GW ) nucleaire -14 historique+12 nouveau), N2 (14 EPR2,une paire de nouveau réacteurs tous les 3 ans à partir de 2035, 36% (39GW) nucléaire 14 historique, 22 nouveau), N03 : (14 EPR2 plus des SMR, 50% (51GW) nucléaire, 24 historique, 27 nouveau :  s’écarte des 14 fermetures prévues par la PPE, implique d’exploiter le plus longtemps possible le parc existant, y compris pour 3à 5 centrales au-dessus de 60ans et construction volontariste d’EPR et de SMR)

 

Règle du jeu : Tous les scenarios permettent la neutralité carbone en 2050. Tous les scenarios sont censé garantir la sécurité d’approvisionnement selon un modèle RTE heure par heure pendant 30 ans, et tiennent compte des modifications climatiques.

2) Le coût : le scenario le plus nucléarisé est de loin le moins coûteux

 

 La  LCOE ( Leverage cost of electricity) n’est pas pertinente pour comparer les différents systèmes de production, car il faut tenir compte des coûts systèmes . Les scénarios comprenant un parc nucléaire de 40 GW au moins (N2 et N03) peuvent conduire, à long terme, à des coûts plus bas pour la collectivité qu’un scénario 100% renouvelable reposant sur de grands parcs. Cet effet apparaît d’autant plus marqué quand le parc nucléaire est significatif.

Le  coût du système électrique est actuellement de 45 milliards par an ; avec le scénario fortement nucléaire (50%), il serait de 59 milliards d’euros par ans, et avec le scénario le plus ENR de 80 milliards, soit une différence de 20 milliards par an ( NB : ça fait plus de 3 EPR par ans …si on pouvait les construire)

2a ) Même en simple comparaison des coûts de productions, la prolongation du nucléaire existant est l’option la plus économique

 

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

3) Le scénario le plus nucléarisé est celui qui assure la meilleure sécurité d’approvisionnement sans avoir recours au thermique, avec le minimum de besoin de réserves

 

Et la sécurité d’approvisionnement pour les ENR : ca sent fortement le gaz ! : « Un développement poussé des énergies renouvelables comme l’éolien ou le solaire n’est pas concevable sans que des moyens de production pilotables n’existent en complément…En France, le besoin sera d’autant plus fort que le parc nucléaire est réduit. Il est massif dans les scénarios 100% renouvelables ou en cas de faible relance du nucléaire : de l’ordre de 30 GW, soit plus de centrales thermiques que la France n’en a eu depuis les années 1970 (aujourd’hui la France dispose de 16 centrales à gaz fossile). Il peut en revanche être écarté dans les scénarios de forte relance du nucléaire… »

 

« Dans les scénarios sans nouveau nucléaire, le socle nécessaire de capacités thermiques dépasse la taille du parc de CCG et TAC au gaz : plus de 20 GW de centrales thermiques au méthane ou hydrogène en 2050 sont nécessaires, contre un parc au gaz de l’ordre de 7 GW aujourd’hui. Il ne s’agit donc pas uniquement de convertir les centrales actuelles, mais également d’en construire de nouvelles…..Dans des scénarios sans relance du nucléaire, il n’apparaît ainsi pas imaginable, même avec un fort volontarisme sur le développement de la flexibilité de se passer de capacités thermiques pour assurer la sécurité d’approvisionnement…  la mutualisation des moyens thermiques de «back-up» en Europe conduira la France à importer de l’électricité produite à partir de centrales au gaz situées à l’étranger » (Chapitre 7. P 291_299 »

3b) Le scénario le plus nucléarisé n’exige pas d’hydrogène pour la production électrique

 

Rappelons les deux problèmes de l’hydrogène pour la production d’électricité :

 

Les systèmes sans nucléaires ont un recours important à l’hydrogène comme vecteur  : «système hydrogène» (stockage et réseau) compétitif et mutualisé… Cette flexibilité n’est toutefois accessible que grâce à des infrastructures de  stockage et de transport d’hydrogène dont la disponibilité n’est aujourd’hui pas acquise. Le coût de ces solutions, aujourd’hui soumis à une forte incertitude…

 

Le rendement power to gas to power est catastrophique : c’est d’emblée deux tiers de perte 

4)  Artificialisation des sols/ occupation de l’espace : le scénario le plus nucléarisé est de loin ce lui qui crée le moins de contraintes spatiales et préserve le mieux les paysages

 

Les analyses des «Futurs énergétiques 2050» confirment une plus grande visibilité des infrastructures : les éoliennes pourraient représenter entre 14000 et 35000 mâts, et les panneaux solaires entre 0,1% et 0,3% du territoire…. Les scénarios avec construction de nouveaux réacteurs nucléaires conduisent à une moindre occupation de l’espace… mais tout de même 15 à 20000 mâts pour le scénario le plus nucléarisé.

Dans les différents scénarios à l’horizon 2050, les surfaces artificialisées sont ainsi multipliées par 2 à 5 suivant les hypothèses associées au PV au sol et à l’éolien tandis que les surfaces imperméabilisées augmentent de 50%.

Les scénarios à plus forte proportion en énergies renouvelables sont ceux pour lesquels le flux d’artificialisation est le plus important, tiré par le développement du photovoltaïque, de l’éolien et dans une moindre mesure du réseau. Il atteint jusqu’à environ 600 ha/an dans le scénario M0 contre moins de 250 ha/an pour le scénario N03

Remarque  : RTE est un poil de mauvaise foi. !  Parler de  l'artificialisation des sols, au surplus dans un sens ministériel très restrictif (un  panneau PV sur un châssis à un m. du sol n'artificialise pas, 1 éolienne =1 pylône ?- sauf que il faudra et les éoliennes, et les pylônes)) et non d'occupation de l'espace est assez manipulatoire et malhonnête.

Parce que, rappelons-le, on ne lutte pas contre les grandeurs physiques fondamentales...

4b) le scénario le plus nucléarisé est celui qui préserve aussi le mieux les paysages et les activités littorales et maritimes

5) La décarbonation : le scénario le plus nucléarisé est celui qui présente le moins de risque de ne pas atteindre les objectifs

 

Tous les scénarios RTE conduisent  par construction à une situation décarbonée, mais le scénario le plus nucléarisé est celui qui y parvient le mieux  et le plus sûrement :

 

« Dans les scénarios où la fermeture des réacteurs nucléaires n’est pas compensée par de nouveaux, le maintien de la performance climatique nécessite un strict respect des rythmes de développement des renouvelables ( rappelons-le plus intense que nulle part ailleurs en Europe) et implique un remplacement du gaz fossile utilisé dans les centrales thermiques par du gaz vert dès la décennie 2030-2040. Si ces conditions ne sont pas respectées, les émissions de gaz à effet de serre du système électrique augmenteront et rendront la neutralité carbone hors d’atteinte »

Par ailleurs, RTE alerte sur ce qu’ils appellent  un point de vigilance majeure : substituer du nucléaire par des ENR, ça ne marchera pas : un scénario de «substitution» plutôt que «d’addition» entre énergies bas-carbone conduit à faire augmenter les émissions. Seule une logique «additive» entre les énergies bas-carbone permet au système électrique de pourvoir à court/moyen terme à des besoins en augmentation.

Ca s’explique très bien : 

6)  Matériaux critiques : le scénario le plus nucléarisé présente le moins de risques de dépendance

 

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…

Ainsi, «  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 ».

 

Rappelons que le  nucléaire est respectivement 20, 2 000 et 100 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)

7) Le scenario le plus nucléarisé est le plus économe en puissance perdue (écrêtement, conversion)

 

En effet, l’énergie électrique perdue dans les écrêtements et les pertes de conversion augmente sensiblement dans les scénarios avec une forte pénétration des EnR

8) Le scénario le,plus nucléarisé est celui qui exige le moins de nouvelles lignes à haute tension

 

ce qui présente un énorme avantage pour le coût, pour les paysages, pour l’acceptabilité

Un prix Nobel du Climat pour le nucléaire ?

 

 La forte performance du parc français actuel sous l’angle des émissions est une réalité indéniable. L’Allemagne émet ainsi sept fois plus pour produire son électricité malgré un fort développement des renouvelables au cours des dernières années pour sortir du nucléaire, le Royaume-Uni émet deux fois plus et l’Italie presque trois fois plus.

 

Et cette performance est à replacer dans le temps. Ca en fait des tonnes de carbone évitées !

Perspective de la demande française d’électricité d’ici 2050, Académie des Technologies_mars 2021

 Note précieuse de l’Académie des Technologies, reference : http://academie-technologies-prod.s3.amazonaws.com/2021/03/10/20/46/10/c568c3dc-9738-4a03-ba45-141e3b75c086/Avis_besoins_energie_2021.pdf

Une stratégie nationale basse carbone et une PPE irréalistes !

 La consommation annuelle d’électricité en France a été d’environ 470 TWh, décarbonée à plus de 90% ; dans le même temps, les consommations de pétrole et de gaz naturel ont été respectivement d’environ 900 TWh et 450 TWh. L’électricité ne représente aujourd’hui que le quart de la consommation d’énergie. Les seules économies d’énergie ne suffiront pas à sortir du pétrole et du gaz naturel : comme le prévoient également l’Allemagne et la Grande-Bretagne, le recours à l’électricité en France devra croître significativement pour se substituer aux consommations de pétrole et de gaz. Diverses estimations récentes sous-estiment cette croissance. Or des anticipations erronées affecteraient la sécurité de notre approvisionnement énergétique et la vie quotidienne des français.

Les hypothèses de la Stratégie nationale bas carbone (SNBC - 630 TWh en 2050) sont trop basses !

Après économies d’énergie (50 % des consommations actuelles selon un objectif ambitieux), et en faisant l’hypothèse d’un potentiel de bioénergies de 425 TWh (jugé optimiste dans la Programmation pluriannuelle de l’énergie ; les bioénergies représentent actuellement 180 TWh) ;  la demande d’électricité (470 TWh actuellement) pourrait aller de 730 TWh à plus de 840 TWh en 2050 si l’on intègre un doublement de la demande d’hydrogène par rapport à son niveau actuel.

 La demande d’électricité sera encore plus élevée si la part des renouvelables intermittents est élevée, et celle du nucléaire faible ou nulle. En effet un mix dominé par des énergies intermittentes nécessite un stockage important de méthane ou hydrogène, puis une conversion en électricité (Power-to-Power) ; le médiocre rendement de cette chaîne pèse sur le besoin primaire en électricité

 En outre, la sortie du pétrole et du gaz naturel ne se fera pas « TWh pour TWh ». L’électrification d’une partie des usages permet de réduire la consommation d’énergie finale grâce au rendement élevé de certains processus électriques. A contrario, pour d’autres usages, il faudra développer des carburants de synthèse liquides ou gazeux à partir d'hydrogène produit par électrolyse et de gaz carbonique… Or les rendements des processus de production de carburants de synthèse à partir d’électricité ne dépassent que rarement 40 %. Les conséquences du couplage intersectoriel sur la demande totale d’électricité doivent être prises en compte…

 Doublement de la consommation d’électricité par rapport à l’actuel : c’est aussi ce qu’estiment l’Allemagne et l’Angleterre !

 L’Allemagne anticipe un quasi-doublement de sa consommation annuelle d’électricité en 2050 ; elle atteindrait 1 000 TWh.  Selon le Gouvernement britannique, la consommation annuelle d’électricité devrait doubler d’ici 2050.

 Commentaire : En 2015, l'Ademe estimait à 400 TWh la demande en électricité en 2050. Deux ans plus tard, elle évoquait une conso à plus de 500 TWh. La SNBC retient désormais 630 TWh. Pour l'Académie des technologies la demande pourrait même monter jusqu'à 850 TWh.

 Nous sommes les seuls à anticiper une aussi faible augmentation de la production d’électricité, et c’est là-dessus, sur une PPE et une SNBC irréalistes que nous basons tout le reste, notamment les besoins en nucléaire et en extension de réseau. Ca le fait pas !

 Et la conséquence s’impose : il va falloir jeter la PPE à la poubelle et tout refaire!

Le problème de la pointe et la sécurité du réseau :

Pour dimensionner un système électrique avec une forte proportion d’énergies intermittentes, un autre paramètre essentiel est la puissance appelée à la pointe ; elle a dépassé en France 100 GW en 2012, et elle était de 89 GW dans les conditions climatiques fréquentes de début janvier 2021. On peut admettre qu’une meilleure gestion de la demande grâce notamment à des signaux tarifaires pertinents, une plus grande efficacité des moyens de chauffage et le développement de marchés de capacité permettront de contenir la croissance de la pointe en deçà de la croissance de la demande moyenne ; elle pourrait cependant atteindre, voire dépasser 130 GW d'autant que les pompes à chaleur directes, même si elles permettent une réduction de la consommation, connaissent une chute de rendement aux basses températures.

D’où les recommandations de l’Académie des Technologies sur la prévision de consommation :

- Préparer une forte croissance de la production d’électricité ; La sortie du pétrole et du gaz naturel va nécessiter une croissance de la production d’électricité de 55 % à 85 %.

- La pointe augmentera de plus de 30 %.

 - Les hypothèses à long terme concernant les moyens de production et les réseaux doivent prendre des marges pour ne pas risquer de contraindre la disponibilité et le coût de l’énergie

La construction d’hypothèses de coût

“Certaines études récentes projettent une décroissance régulière du coût d'investissement des énergies renouvelables intermittentes. Il est vrai que ces énergies ont connu d'importantes réductions de coûts ces vingt dernières années ; mais des extrapolations à des horizons lointains et sans asymptote sont discutables. En outre les études publiées ne prennent pas généralement pas en compte les coûts induits pour le renforcement des réseaux. »

« Il conviendra d'être particulièrement sensible à l'anticipation du coût des moyens de stockage et de conversion d'énergie (Power-to-Power). Ces moyens sont indispensables pour garantir la fourniture d’électricité (énergie consommée mais aussi puissance appelée) lorsque les énergies intermittentes produisent peu ce qui peut durer plusieurs jours voire semaines consécutives ; les ordres de grandeur des capacités à installer peuvent dépasser 80 GW pour satisfaire les pointes, avec des facteurs de charge très faibles et donc des coûts élevés »

« Les hypothèses de coûts d’un nouveau nucléaire «  ne peuvent se fonder sur le seul coût de réalisation d’unités prototypes comme les EPR finlandais et français, alors que l’écosystème d’approvisionnement avait disparu et que l’expérience de conduite de grand projet s’est perdue (pas de construction pendant quinze ans »

référence indiquée : OECD NEA - Unlocking Reductions in the Costs of Nuclear: A Practical Guide for Stakeholders - https://bit.ly/3b1TF1  

« Comme le propose RTE de multiples scénarios doivent être investigués ; il ne faudra cependant pas que les décisions soient prises au seul vu de simulations économiques nécessairement très incertaines ; mais il faudra intégrer les risques de dimensionnements insuffisants (sécurité énergétique) ou de réalisations tardives des investissements, qui pèseraient sur la croissance. En outre les défaillances de réseau (pannes) ont un coût direct et immédiat. »

Commentaire : certains se spécialisent dans les hypothèses de coût  systématiquement favorables aux ENR et tout autant systématiquement défavorables au nucléaire. Particulièrement visés ici Quirion et al, https://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_id=3592447

Et finalement les recommandations de l’Académie des Technologies :

 - Anticiper des évolutions de coût raisonnables et justifiées

- Ne pas prolonger à l’infini les baisses de coût des énergies renouvelables. Admettre des baisses par apprentissage et effet de série pour les autres modes de production d’énergie (NB : le nouveau nucléaire)

- Prendre en compte le coût de la chaîne Power to Power requise dans les scénarios à forte composantes d’énergie intermittente (forte capacité, faible utilisation).

- Intégrer dans les décisions les coûts directs, mais aussi les coûts induits (sécurité d’approvisionnement).

-Prendre en compte l’augmentation du coût du réseau de transport et de distribution (faibles économies d’échelle ; longs délais de réalisation)

Commentaires :

Sur les coûts et l’acceptabilité du réseau : Il faudrait tirer les leçons de l’Energiewende,- les Allemands nous ont déjà précédés sur ce chemin et se sont plantés, et en beauté/. En 2018, ils prévoyaient 52 milliards d’euros, maintenant, ils annoncent 110 milliards d’euros pour 2050. En fait, depuis le début, les estimations ont été multipliées par 5. Et pour l’acceptabilité : L’Allemagne s’est certes hérissée d’éoliennes et elle accueille des milliers de km2 de panneaux solaires. Mais beaucoup ne sont pas reliés au système de distribution, ou pas convenablement, faute que le réseau ait suivi. Sur 3600 km de réseau supplémentaire prévus pour  2015, seuls 17% étaient réalisés en 2019! Or l’ Energiewende complète exigerait 11.000 km…

 Sur le stockage : Non seulement on est très loin de prévoir quelque coût que ce soit, mais même la faisabilité technique…on est loin d’une approche réaliste. Ainsi la batterie géante de Tesla en Australie occupe un hectare pour stocker…  8 min de fonctionnement d’une centrale nucléaire typique de 1 000 MW.

cf https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/08/le-stockage-de-lelectricite-realites-et.html

 Sécurité du réseau et  situation de court terme (2020-2030). Urgence de décider pour le nucléaire

Comme France Stratégie, l’Académie des Technologies s’inquiète de la baisse de la production pilotable en Europe et recommande :

 - d’anticiper le déclassement rapproché d’unités de production européennes

- d’évaluer finement les conséquences du déclassement d’unités de production charbon, lignite ou gaz de pays limitrophes.

-d’actualiser le potentiel d’importation lors des pointes de demande française au regard de la capacité des lignes et de l’offre européenne.

-d’ accélérer le développement des marchés de capacités, et la gestion de la demande

Commentaire : France Stratégie - Quelle sécurité d’approvisionnement électrique en Europe à horizon 2030 ? Étienne Beeker avec la participation de Marie Dégremont – janvier 2021 ; https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/02/note-de-france-strategie-quelle.html

 Quelques certitudes sur l’avenir : des décisions urgentes à prendre !

 1) Il n’y aura pas d’industrie française des moyens de production d’énergie sans une vision claire et stable du futur. Actuellement, la valeur ajoutée des équipements solaires et éoliens ainsi que des batteries est pour l’essentiel importée.

2)  un très fort renforcement du réseau électrique sera nécessaire pour permettre l'acheminement d’une puissance électrique fortement augmentée, depuis des sites éloignés du réseau actuel (éolien en mer) et/ou très diffus (énergie solaire, alimentation d’électrolyseurs pour la production d’hydrogène ou la charge rapide des véhicules électriques, etc.); l'expérience montre de sérieuses réticences des territoires concernés par la réalisation de nouvelles lignes électriques haute, moyenne ou basse tension.

3)  le développement envisagé des énergies intermittentes va requérir des moyens de stockage ; il faut rapidement prendre une option sur les technologies requises qui comprendront certainement des batteries, mais aussi probablement du stockage sous forme de molécules gazeuses (H2 ou méthane). Une chaîne de stockage passant par le méthane (méthanation) présente l'important bénéfice d'utiliser des installations existantes, mais elle est pénalisée par un rendement plus faible qu’une chaîne H2.

4)  Il faut décider la place future de l'énergie nucléaire dans le mix énergétique au regard des coûts, des risques et des bénéfices. Elle peut garantir une continuité de fourniture d’électricité décarbonée et pilotable. Elle permet donc de fortement réduire les quantités d’énergies à stocker pour faire face à la variabilité des énergies intermittentes, mais aussi de réduire les coûts de renforcement et d’extension du réseau ; et elle contribue de manière très significative à la stabilité du système électrique. Attendre n’est pas une option, compte tenu de l’inéluctable disparition des compétences et de l’outil industriel nucléaire en l’absence de projets nouveaux.

 Compte-tenu des constantes de temps, il faut  préciser sans attendre des choix raisonnés pour la transition énergétique !

 Recommandations : décisions rapides nécessaires !

- Décider des grands choix technologiques (notamment nucléaire et stockage intersaisonnier d’énergie).

- Bâtir une politique industrielle associée à la transition énergétique.

- Anticiper l’extension du réseau électrique haute tension et le renforcement des réseaux électriques basse, moyenne et haute tension.