Si vous avez été attentifs à l’actualité de ces derniers mois concernant les choix de mode de production d’électricité dans le monde, il y a de quoi s’y perdre tant les décisions semblent s’opposer. Le Japon a réaffirmé son choix de poursuivre ses investissements dans de nouveaux réacteurs nucléaires en collaboration avec une entreprise américaine, dix ans après l’accident nucléaire de Fukushima Daiichi. L’Allemagne a, quant à elle, pris la décision d’arrêter ses derniers réacteurs nucléaires en 2022, de façon à achever son processus de sortie du nucléaire entamé en 2011 après l’accident de la centrale japonaise.
Et la France dans tout ça ? Entre la fermeture de la centrale de Fessenheim actée par le gouvernement d’Emmanuel Macron en juin 2020 et la volonté réaffirmée de relancer les investissements nationaux dans cette technologie, il semble difficile d’apprécier la trajectoire prise par la France pour répondre à l’impératif de baisse des émissions de gaz à effet de serre. Objectif pourtant défini par la loi Transition énergétique pour la croissance verte votée en 2015 à travers la Stratégie Nationale Bas-Carbone, définissant cette trajectoire de baisse progressive des émissions de gaz à effet de serre jusqu’en 2050 pour atteindre la neutralité carbone. Cette feuille de route est reprise dans le rapport Futurs Energétiques 2050 de RTE, l’entreprise publique responsable de la gestion du réseau électrique national.
Le rapport propose six scénarios de mix électrique totalement décarbonés de manière à répondre à l’objectif de neutralité carbone.
Pour produire ce colossal rapport, RTE a organisé des consultations publiques et des réunions de concertation regroupant une foule d’entreprises liées au secteur de l’énergie comme EDF, Orano ou encore Total, ainsi que pléthore d’associations, d’ONG et de groupes de réflexion de tous bords politique tels que Greenpeace, Voix du nucléaire ou encore NégaWatt. Tous ont été réunis dans le but de fournir aux citoyens et aux gouvernants une vision claire des possibilités de mix électrique techniquement réalisables pour atteindre la neutralité carbone en 2050. Pour cela, l’entreprise se base sur l’hypothèse formulée par la Stratégie nationale bas carbone d’une réduction de 40% de la consommation d’énergie finale annuelle (l’ensemble de l’énergie consommée pour répondre à toute nos activités quotidiennes) par rapport à aujourd’hui, la faisant passer de 1600TWh à 930TWh en 2050.
Ne partez pas tout de suite, il y a encore des chiffres ! Réduire notre consommation d’énergie ne servirait pas à grand-chose si nous continuons d’utiliser les dérivés du pétrole pour nos voitures et pour nous chauffer. C’est pour cela que l’électrification est envisagée comme la solution principale de décarbonation de nos activités, passant ainsi de 25% de l’énergie finale consommée aujourd’hui (environ 450TWh) à un objectif de 55% en 2050 (645TWh pour le scénario de référence). Mais quels sont donc ces fameux six scénarios ?
Six hypothèses pour éclairer le débat public
RTE fournit six hypothèses de scénarios comprenant au minimum 50% d’énergie renouvelable (éolien, photovoltaïque, hydraulique et biogaz) dans chaque cas de figure pour répondre à la demande électrique anticipée par la Stratégie Nationale Bas Carbone. Les scénarios sont divisés en deux groupes, le premier (groupe M) table sur la sortie complète du nucléaire d’ici à 2050 ou 2060 selon le scénario, contrairement au deuxième (groupe N) qui garde une part plus ou moins élevée de nucléaire en complément des énergies renouvelables. Gardez à l’esprit que tous les scénarios incluent environ 10% d’électricité produite par les barrages hydroélectriques, une petite partie produite par le biogaz et les centrales marémotrices ainsi que 39GW issus des importations.
Les scénarios de sortie complète du nucléaire (groupe M)
- Le premier scénario, appelé « M0 », est clairement l’un des plus ambitieux du groupe M. La France opterait ici pour une sortie du nucléaire rapide pour atteindre les 100% d’énergie renouvelable en 2050. La stratégie de déploiement des ENR intermittentes s’appuierait ici sur le développement le plus rapide possible des panneaux photovoltaïques sur les toits des habitations et aux parcs éoliens terrestres et maritimes. C’est une stratégie de déploiement qualifiée de « diffuse », contrairement à un modèle « concentré ». Ce dernier choisirait plutôt de développer des parcs photovoltaïques conçus pour capter une forte quantité d’énergie solaire en un point précis au lieu de déployer énormément de panneaux solaires sur tout le territoire pour capter la même quantité.
- Les scénarios M1 et M23 sont quant à eux un peu moins pressés. Ils conservent 13% de nucléaire pour en sortir vers 2060, ralentissant quelque peu la cadence de déploiement des autres sources d’énergie. La variation entre les deux se joue sur la part allouée au photovoltaïque et aux deux formes d’éolien, priorisant le solaire pour M1 (36% contre 22% pour M23) et l’éolien pour M23 (53% contre 39% pour M1). De plus, M23 introduit une logique d’optimisation économique et de l’espace en préférant le déploiement des parcs éoliens et photovoltaïques sur des zones géographiques à meilleur rendement (venteux et ensoleillés) au lieu de les diffuser partout.
A ces trois scénarios s’ajoutent à chaque fois un « bouquet de flexibilité » pour remédier à l’inconstance de la production électrique des éoliennes et des panneaux solaires. C’est un enjeu clé de ces projections pouvant provoquer d’importants clivages au sein de la population et de la classe politique. RTE propose donc d’utiliser des batteries, allant de 13GW pour M23 au double pour M0. Le thermique « vert » est aussi mobilisé avec 20GW de déployé dans M1 et M23 contre 29GW pour M0. Plus étonnant cette fois, les batteries des voitures électriques seront aussi mobilisées, injectant 1,7GW dans le réseau électrique dans tous les scénarios, en ajoutant 15GW issus de la variation de la demande (grâce aux compteurs Linky par exemple, qui feront varier en temps réel le volume d’électricité arrivant dans les foyers en fonction de notre consommation à l’instant T).
Les scénarios de maintien du nucléaire (groupe N)
RTE nous livre trois scénarios de maintien d’une part plus ou moins élevée de nucléaire dans notre mix électrique pour 2050 en complément du photovoltaïque, de l’éolien terrestre et maritime.
- N1, le premier, est le moins fourni : un quart de notre électricité serait produite par la réunion des réacteurs actuels prolongés (14%) et par du « nouveau nucléaire » (12%) en plus des ENR intermittentes. Ce nouveau nucléaire inclut ici la deuxième mouture des réacteurs pressurisés européens, appelés EPR2. Ce n’est pas une rupture technologique majeure par rapport aux premiers EPR puisqu’il s’agit d’une simple mise à jour de ces derniers en incluant les retours d’expérience. Pour arriver à déployer cette part de nucléaire, huit EPR2 devront être construits d’ici 2050 en mettant en service une paire de réacteurs tous les cinq ans dès 2035.
- N2 est plus ambitieux en tablant sur 36% d’électricité d’origine nucléaire, avec l’usage de la même technologie des EPR2 et de la prolongation d’un plus grand nombre de réacteurs actuels. 14 EPR2 devraient être construits d’ici 2050, imposant un rythme de construction plus soutenu que N1 à raison d’une paire tous les trois ans dès 2035.
- N03 est, avec M0, celui qui alimente nombre de débats politiques entre militants. Cinquante pour cent, c’est la part d’électricité qui proviendrait du nucléaire avec ce scénario en plus des ENR intermittentes. Pour cela, le défi technique est aussi ambitieux que M0. Il faudrait prolonger la durée de vie de tous les réacteurs actuels en plus de quelques uns au-delà de 60 ans, alimentant 23% de la production électrique. A cela s’ajouteraient 14 EPR2 et l’introduction d’une nouvelle technologie de réacteurs : les Small Modular Reactors. Ces petits réacteurs produisant environ 300MW seraient déployés en petit nombre. Ils ont la particularité d’être plus « froids » que les réacteurs classiques en raison de leur taille, offrant une sécurité supplémentaire en cas de défaillance technique. Contrairement aux EPR et réacteurs, ils n’ont pas besoin de pompes hydrauliques pour être refroidis, pouvant en théorie éviter l’aléa dangereux du non-déclenchement des pompes, comme lors de l’accident nucléaire de Fukushima Daiichi. Ils comportent d’autres avantages que l’Agence Internationale de l’Energie Atomique détaille sur son site.
A ce stade de la lecture (si vous n’êtes pas trop assommé par la masse de données que vous venez d’ingurgiter) plusieurs inquiétudes peuvent émerger. Nous allons en traiter quelques-unes qui, selon moi, sont les plus importantes.
Des questionnements et inquiétudes légitimes pour chaque scénario
La question de la flexibilité
Nous l’avons brièvement abordé plus tôt : quid de la flexibilité ? L’éolienne ne tournant pas sans vent (et quand il y en a trop !) et le panneau photovoltaïque ne captant rien sans soleil, les réactions négatives contre le déploiement des ENRi portent souvent sur ce problème de l’inconstance de la production électrique. Les moyens de flexibilité sont donc des infrastructures produisant de l’électricité constamment à côté du mix principal pour remplir les moments de creux dans la production des ENRi. Cela peut concerner toutes les échelles de temps : au jour le jour et dans la semaine, ainsi que des variations entre les saisons et les années. Mais pas de panique, RTE propose plusieurs solutions.
D’abord, le stockage. Ce terme générique recouvre plusieurs moyens techniques qui, comme son nom l’indique, emmagasinent de l’électricité pour la réinjecter plus tard dans le réseau. Nous avons déjà effleuré certaines de ces solutions dans la présentation des scénarios.
- Nous avons en premier lieu les batteries, via de grandes infrastructures regroupant des batteries au lithium-ion à haute capacité, comme on peut en trouver en Australie par exemple. Les batteries de voitures sont également envisagées comme solution, réinjectant une partie de l’électricité contenue lors de la recharge dans le réseau, ce qu’on appelle le « vehicle-to-grid ».
- De plus, certains barrages hydroélectriques peuvent être mobilisés comme solution de stockage grâce aux stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Ce sont des barrages à haute ou moyenne altitude avec deux bassins situés à des altitudes différentes. Ils peuvent moduler leur production électrique très rapidement grâce à un système d’échange de l’eau par pompage entre les deux bassins, offrant un potentiel de production électrique de l’ordre de 3GW selon l’entreprise.
- Enfin, le thermique « vert », oxymore au premier abord, n’est pas du tout le verdissement d’une technologie qui serait émettrice de gaz à effet de serre. L’hydrogène est en effet produit ici grâce à l’électricité générée par le réseau décarboné, utilisé pour séparer des molécules d’oxygène et d’hydrogène contenues dans l’eau. Elle permet de stocker l’hydrogène ainsi isolé dans des piles pouvant restituer de l’électricité en cas de besoin.
Autre solution majeure dont vous avez peut-être entendu parler lors des débats sur les énergies renouvelables : le foisonnement. Présent dans tous les scénarios, il consiste à déployer des éoliennes et des panneaux photovoltaïques massivement sur une large zone géographique (à l’échelle de l’Europe par exemple) pour lisser la production. En effet, si le vent ne souffle pas en Espagne à un instant T, le surplus d’électricité produit en Suède à cause de forts vents au même moment pourra servir à pallier le manque d’électricité en Espagne. RTE précise que c’est une solution rentable économiquement, même pour les scénarios incluant du nucléaire. Nous importerions ainsi jusqu’à 5% du temps notre électricité pour assurer la fiabilité du réseau, contre 1% aujourd’hui. Cependant, cela ne manquera pas de soulever de nombreux débats sur la coordination politique entre Etats et la faisabilité technique.
Le coût économique
Autre questionnement légitime : ça va coûter combien ? Plusieurs échelles sont à prendre en compte. Tout d’abord, le coût de l’électricité à la sortie de l’infrastructure productrice. RTE détaille ce coût filière par filière, faisant ressortir un coût moindre pour les éoliennes et le solaire (entre 30 et 40€/MWh environ) contre 70€ pour le nouveau nucléaire, à l’exception du solaire sur petite toiture qui plafonne autour de 110€.
Cependant, ce coût moindre pour les ENRi comparé au nucléaire ne présage en rien le coût total de chaque scénario, et par conséquent le prix final sur la facture pour le citoyen. Pour cela, il faut regarder le coût complet du système annualisé de chaque scénario . Cela inclut le coût de production électrique en sortie des infrastructures comme nous l’avons vu, mais aussi de la distribution et du transport de l’électricité ainsi que le coût des moyens de flexibilités et des exports. Le recyclage des déchets et le démantèlement des infrastructures sont aussi compris dans le calcul. En bout de course, les scénarios N apparaissent comme étant les moins chers comparés aux scénarios M. Les premiers ne dépassent pas environ 70 milliards d’euros par an (N1) quand les seconds coûtent au minimum 75 milliards par an. L’écart de coût entre le scénario le plus coûteux (M1 en raison du solaire sur toit) et le moins coûteux (N03) est de 22 milliards d’euros par an. C’est à la fois beaucoup en valeur absolue mais peu en valeur relative. La différence de coût ne dépasse jamais le tiers entre les deux extrêmes, se réduisant encore plus si on opte pour des scénarios moins ambitieux en comparaison comme entre M23 et N03 dont l’écart est de 12 milliards. Le choix reste ouvert.
Réseau de Transport d’Electricité, Futurs Energétiques 2050, chapitre 11 figure 11.32, p509.
L’épineuse question des déchets nucléaires
Les déchets nucléaires produits par les centrales nucléaires font l’objet d’inquiétudes légitimes lorsqu’il est question de pérenniser l’utilisation des centrales dans la production électrique. Certains sont valorisables, comme le MOX (association du plutonium produits par la combustion et l’uranium appauvri issue de l’enrichissement) qui est utilisé dans 24 réacteurs aujourd’hui. L’uranium de retraitement (URT), autre déchet produit par la combustion, peut servir de substitut à l’uranium naturel enrichi dans certaines centrales pour produire de l’électricité quand celui-ci est enrichi, devenant de l’uranium de retraitement… enrichi (URE).
Comme vous pouvez le voir sur cette image tirée du chapitre 12, les déchets nucléaires produits par les centrales sont classés en cinq catégories. Les déchets à haute radioactivité (HA), ceux de moyenne activité à vie longue (MA-VL), de faible activité à vie longue (FA-VL), de faible et moyenne activité à vie courte (FMA-VC) et de très faible activité (TFA). Ce sont les HA et les MA-VL (3% du total des déchets) qui constituent le principal danger car impossible à valoriser tout étant à des niveaux de radioactivité bien trop dangereux. RTE estime que 85% des coûts de stockage des déchets sont dirigés vers ces 3% de déchets, dont la prise en charge est assurée par l’Agence nationale pour la gestion des Déchets Radioactifs (ANDRA). La méthode pour stocker les MA-VL repose sur un enfouissement en profondeur et le recouvrement d’une chape de béton. Les HA, quant à eux, sont pour l’instant vitrifiés et stockés en surface, bien que l’ANDRA prévoit de les stocker sous terre comme les MA-VL d’ici 2035 avec le projet « Cigéo » (centre industriel de stockage géologique). Cela permettrait d’assurer un taux de radioactivité rejeté à proximité du site d’enfouissement ne dépassant pas 0,01 millisieverts par an. Ce taux est bien inférieur au maximum de 1mSv autorisé par la loi et au taux de radioactivité naturel, s’élevant en moyenne à 3mSv par an selon l’IRSM.
En conclusion, RTE nous a fourni un rapport détaillé et plus que bienvenu dans une période marquée par la parution du sixième rapport du GIEC, qui nous alerte encore plus fortement sur les dangers du changement climatique. L’électrification des usages soutenue par notre futur mix énergétique, permettra d’atteindre la neutralité carbone en 2050 en plus de nous offrir une autonomie stratégique dans le secteur de l’énergie.
L’entreprise conseille en ce sens le scénario N2, comprenant 36% de nucléaire et 64% d’ENRi. Ce serait un bon équilibre entre la nécessité absolue de rapidité vers la neutralité carbone et la facilité technique du déploiement de ces technologies
Cette orientation pourra susciter un rejet de la part de certains lecteurs opposés au maintien de toute forme de centrales nucléaires dans notre mix, souhaitant une sortie rapide. Il convient donc de préciser que l’entreprise exprime des réserves quant à la réussite de l’objectif de neutralité carbone en cas de restriction trop rapide de l’usage de certaines technologies bas carbone comme le nucléaire dans le mix électrique. Ce scénario pourra a contrario paraître insuffisant pour d’autres lecteurs, partisans d’une part plus élevée de nucléaire (au-delà de 50% du scénario de référence) et rejetant l’usage trop élevé des ENRi. Il convient là aussi de bien comprendre que N03 est le maximum techniquement faisable avec nos capacités actuelles. Prétendre engager un rythme de construction plus soutenu encore (plus de 50 GW de nucléaire ou plus de 14 EPR2 par exemple) en renonçant à un investissement massif dans les ENRi semble intenable techniquement à cause des contraintes techniques et industrielles, surtout si la France s’engage dans une réindustrialisation profonde qui ferait bondir la consommation électrique. L’entreprise le montre avec la figure 5.7 du chapitre 5 simulant des scénarios alternatifs aux six de référence, prenant en compte une réindustrialisation qui engendrerait une hausse de la consommation au delà de 645TWh. Cette modélisation montre une part du nucléaire n’excédant jamais plus que 50GW dans le scénario N3. Il aurait donc fallu s’y prendre vingt ans avant selon l’entreprise si nous souhaitions faire plus. N’ayant malheureusement pas pu traiter tous les questionnements que peuvent soulever ces scénarios, je vous renvoie donc vers certaines parties du rapport si vous souhaitez en savoir plus sur certains points que j’ai trouvé intéressant d’évoquer.
Si vous voulez en savoir plus sur la question de la criticité des ressources utilisée par les scénarios, le point 12.3 du chapitre 12 est votre allié. Pour l’occupation des sols, c’est le point 12.4 du même chapitre ! Si vous voulez connaître l’avis de l’entreprise sur la marge d’amélioration de l’efficacité des ENRi au niveau de leurs émissions de CO2 dans leur cycle de vie, la figure 12.11 chapitre 12 est là pour vous. Par ailleurs, je vous recommande fortement d’aller jeter un œil au graphique à mon sens très important résumant les difficultés techniques de chaque scénario, représenté dans la figure 7.53 du chapitre 7 à la page 319.
Il est donc absolument impératif de développer massivement les énergies renouvelables, même intermittentes, ainsi que toutes les technologies bas carbone dont nous disposons pour mener à bien ce grand défi technologique.
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