Vers un monde neutre en carbone : pourra-t-on se passer du nucléaire ?

Dominique Finon

Directeur de recherches émérite, CIRED (Ponts-ParisTech et CNRS)

Presque quatre ans après la COP21, le monde est en voie de perdre la bataille climatique, compte tenu de la poursuite de l'augmentation des émissions de CO2. Les énergies fossiles comptent encore pour plus des trois quarts de la consommation mondiale d'énergie et en particulier pour presque deux tiers de la production d’électricité.

Respecter une trajectoire de réchauffement inférieure à 2°C nécessiterait entre autres que 80% de cette production électrique soit décarbonée à l’horizon 2050, voire 100% selon certaines études. Nombre de prospectivistes, grisés par l’observation des baisses radicales des prix de revient des énergies renouvelables à production variable (EnRv), n’hésitent pas à envisager un futur mix électrique mondial décarboné qui reposerait sur le recours massif aux seules énergies renouvelables, en excluant les autres technologies bas carbone, nucléaire en tête.

Mix énergétique et électrique mondiaux
En 2018, les énergies fossiles ont compté pour 80,6% de la consommation d'énergie primaire et 64,1% de la production d'électricité dans le monde selon l'AIE. (©Connaissance des Énergies, d’après AIE)

La part de l’énergie nucléaire dans la production électrique mondiale tend à diminuer (10,2% en 2018, contre près de 18% en 1996) et cette tendance devrait se poursuivre au cours de la prochaine décennie selon l'Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA). Les complications relatives à la construction des premiers réacteurs dits « avancés » (comme l’EPR) en Europe et aux États-Unis ont jeté une suspicion supplémentaire sur l’économie du « nouveau » nucléaire.

Pourra-t-on pour autant se passer du nucléaire pour décarboner la production électrique mondiale qui est susceptible de croître de 80% à 100% d’ici à 2050 pour satisfaire les nouveaux besoins ? Rien n’est moins sûr...

Après avoir été longtemps très prudente sur la nécessité de davantage mobiliser le nucléaire, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) a d’ailleurs publié en mai 2019 un rapport dans lequel elle affirme que le nucléaire doit jouer un rôle significatif aux côtés des énergies renouvelables dans les transitions électriques vers la neutralité carbone. Dans le rapport spécial « 1,5°C » du GIEC d’octobre 2018, le « nouveau » nucléaire est également intégré dans de nombreux scénarios permettant de réduire drastiquement les émissions de gaz à effet de serre(1).

Pour justifier le rôle du nucléaire dans la « deep decarbonisation » du secteur électrique aux côtés des énergies renouvelables, il est possible de raisonner par l’absurde en démontrant l'irréalisme physique et économique des scénarios à très fortes parts d’EnRv (80% et plus) dans la production mondiale d’électricité.

Les contraintes physiques et économiques liées à un mix électrique « tout renouvelable »

Les pays tablant sur un recours massif aux EnRv, c’est-à-dire principalement à l’éolien et au solaire photovoltaïque, ne peuvent ignorer les contraintes physiques dues à la faible densité de leurs productions. Selon les projections de l’Ademe dans son exercice « 100% EnR » de 2015(2), il faudrait, pour produire 1 TWh par an à l’horizon 2050, approximativement 60 km2 de surfaces au sol (non exclusives) pour des installations éoliennes terrestres ou 10 km2 de surfaces (non exclusives) pour des installations solaires photovoltaïques ou environ 0,6 km2 d'installations nucléaires. Une production de 100 TWh par des éoliennes exigerait donc 6 000 km2 de surfaces disponibles ou 1 000 km2 de panneaux PV, contre 60 km2 de tranches nucléaires (de 15 GW de puissance).

S'il est matériellement possible de mobiliser autant de foncier pour des installations renouvelables, cela ne pourrait être, dans les pays à densité démographique moyenne et forte, qu'à des coûts économiques et politiques très élevés assortis de problèmes majeurs d'acceptabilité par les populations. Selon l'exercice prospectif de l'Ademe, une production électrique « 100% EnR » en France à l’horizon 2050 conduirait par exemple à occuper 17 000 km2 (en surfaces non exclusives(3)) - soit l'équivalent de 3 départements français de taille moyenne - par des parcs éoliens terrestres (96 GW de puissance), 1 000 km2 par des parcs éoliens en mer (10 GW), et 500 km2 par des grandes centrales solaires au sol (38 GW).

En outre, des contraintes apparaîtront également sur les besoins de matériaux de base, aux côtés de ceux bien connus des métaux rares : 1 MW de solaire PV mobilise 10 fois plus d’acier et 12 fois plus de cuivre que 1 MW nucléaire, alors que ce dernier fournira 3 à 5 fois plus d’électricité(4). De façon concrète, on peut s'attendre à des hausses de prix importantes de l'ensemble de ces matériaux de base, qui se répercuteront sur les coûts de ces équipements.

Dans les pays européens où l'option nucléaire reste ouverte, la part « optimale » en termes économiques des EnRv dans le mix de production électrique atteint de l'ordre de 10 à 15%.

D’un point de vue économique, des mix électriques reposant entre 80% et 100% sur les EnRv s'accompagnent de besoins importants de technologies flexibles et de capacités de pointe supplémentaires pour assurer la sécurité de la fourniture et la stabilité du système électrique.

À cela s'ajoute un phénomène moins connu : la baisse de valeur des productions d’EnRv au fur et à mesure de leur développement dans un système électrique. Plus les EnRv sont développées dans un système électrique, plus le prix moyen annuel sur le marché de gros de l'électricité décroît, en raison de la plus grande fréquence d’épisodes de prix nuls : de l’ordre de 1 000 h/an dans le cas d’un mix électrique reposant à 50% sur les EnRv et de 3 000 à 3 800 h/an avec 80% de production d’EnRv, selon l’Agence de l’OCDE pour l’énergie nucléaire (AEN)(5) dans le cas de systèmes électriques disposant de faibles capacités hydroélectriques flexibles.

Les revenus pouvant être tirés sur les marchés de gros par chaque nouvel équipement EnRv diminuent plus que linéairement au fur et à mesure de leur pénétration. Cette diminution est beaucoup plus importante pour le solaire PV que pour l'énergie éolienne, la production photovoltaïque étant concentrée autour de quelques heures dans la journée tandis que la production éolienne est plus étalée sur la journée et la semaine.

Dans un pays où il n'y aurait plus de dispositif de soutien des EnR (garantissant les revenus par MWh à 20 ans), les revenus anticipés de tout nouvel investisseur dans des installations EnRv supplémentaires ne lui permettraient ainsi plus de recouvrer ses coûts fixes en capital et en exploitation à partir d’un certain niveau de développement des EnRv, niveau qui constitue leur part « optimale » dans le mix électrique. Tout dépassement de cette « part optimale » des EnRv dans le mix électrique (en s'appuyant sur des dispositifs de soutien de type tarifs d'achat) se retrouve dans la facture des consommateurs.

Dans les pays européens où l'option nucléaire reste ouverte, la part « optimale » en termes économiques des EnRv (essentiellement de l'éolien) dans le mix de production électrique atteint(6) de l'ordre de 10 à 15% (selon la présence d'équipements hydrauliques - source de flexibilité importante). Les techniques de stockages perfectionnées, dont les mérites sont souvent mis en avant dans les médias, ne rehausseront que de 4 à 5% ce seuil, et sont loin d'être la panacée économique annoncée. Dans les pays où l'option nucléaire est fermée, cette part « optimale » des EnRv dans le mix ne monte pas au-delà de 50% environ, même avec un prix élevé du carbone qui pénaliserait lourdement les équipements fossiles.

Le récent World Nuclear Industry Status Report d'octobre 2019 annonce des coûts de production du nucléaire environ 3 fois plus élevés que ceux des EnRv…

Dans les pays émergents à fort ensoleillement où les besoins de climatisation vont se développer, le solaire PV présente une valeur économique bien meilleure que dans les pays développés de zone tempérée, grâce à la bonne corrélation entre productions solaires et usages de climatisation. Mais la part optimale de cette filière solaire dans le mix électrique ne dépassera pas un niveau de 15-20%.

Le récent World Nuclear Industry Status Report d'octobre 2019(7), réalisé par des experts « non inféodés aux intérêts des milieux nucléaires », annonce des coûts de production du nucléaire environ 3 fois plus élevés que ceux des EnRv : il souligne que le nucléaire a perdu définitivement en compétitivité face aux énergies renouvelables, à la lumière d'estimations très contrastées des prix de revient des EnRv (36 à 44 $/MWh pour le solaire PV, 29 à 56 $/MWh pour l'éolien) et du nucléaire (112 à 189 $/MWh, sur la base des devis actuels des EPR européens et des AP1000 américains). Mais deux remarques sont à faire sur cette annonce.

D'une part, l'optimisme autour des coûts des EnRv rappelle celui sur les coûts du nucléaire lors de la « grande époque » de la filière (années 1970-80) lorsqu'on ne cherchait aucunement à prendre en compte les hausses de coût des chantiers en cours de réalisation. Ici, les estimations de coûts se réfèrent visiblement aux situations les plus favorables en oubliant les subventions cachées (comme la prise en charge du risque par l'État, ce qui fait baisser le coût du capital à 5%, ou les dépenses de raccordement au réseau pris en charge par le gestionnaire du réseau de transport dans le cas de l'éolien en mer) et en ignorant la question de saturation de l'espace qui se dessinera un jour, comme c'est le cas en Allemagne et au Danemark.

D'autre part, l'annonce de la compétitivité des EnRv sur la base de la comparaison de prix de revient repose sur une erreur de raisonnement économique : ce n'est pas le coût mais la valeur des productions pour le système électrique qui compte. Or, la valeur économique des capacités EnRv décroît au fur et à mesure de leur développement dans un système électrique, comme expliqué précédemment. De nouvelles capacités EnRv peuvent ainsi ne plus être compétitives par rapport au nucléaire (y compris lorsque ce dernier est annoncé à un coût supérieur).

Les contraintes physiques et économiques pesant sur le développement à très grande échelle des EnRv, devraient inciter un grand nombre d'États à considérer avec intérêt l'option nucléaire. Sous réserve toutefois de dispositions permettant en parallèle de limiter les handicaps économiques et financiers associés au nucléaire.

Comment surmonter les handicaps économiques associés au nucléaire ?

La technologie nucléaire est pénalisée par l’amplification irraisonnée de la perception de ses risques par le public. À cela s'ajoute le caractère très capitalistique de la filière, mal adapté au capitalisme financier qui régit les économies développées. Les projets nucléaires se caractérisent pas un fort CAPEX (dépenses d’investissement), avec de très longues durées d'immobilisation des capitaux pendant les années de construction suivies d'un temps de retour sur investissement très étiré qui n’attire aucunement la finance.

De plus, la libéralisation des secteurs électriques dans les économies développées a renchéri très sensiblement le coût du capital, les risques étant accrus par rapport à l'ancien régime de monopole réglementé. À titre d’illustration, le passage d'un coût du capital de 5% (situation d'un régime de secteur public) à 10% (situation d'un régime de marché dans les économies actuelles financiarisées) augmente le coût de production électrique de 70% (de 65 $/MWh à 110 $/MWh) dans le cas d’un coût d’investissement de 5 250 $/kW(8).

Des handicaps surmontables dans les économies émergentes 

L'AIEA qui anticipe une stabilisation de la part du nucléaire à 10-11% de la production électrique mondiale d'ici 2050 (avec un passage de la capacité installée de 392 à 748 GW à cet horizon) considère que 90% des nouvelles capacités seront installées dans les économies émergentes, notamment en Asie de l’Est et du Sud, alors que les nouvelles capacités compenseront tout juste les fermetures en Europe, en Russie et en Amérique du Nord.

Les structures des économies émergentes, avec un secteur électrique peu libéralisé et des risques d'investissement reportés sur les consommateurs, aident à surmonter plus facilement les contraintes inhérentes à la filière nucléaire. Elles permettent de réduire très sensiblement le coût du financement (avec un coût du capital inférieur à 5%), de développer un partenariat durable entre le constructeur et les électriciens comme en Chine, et de pouvoir rechercher des effets de série et de standardisation en s'appuyant sur le même modèle de réacteurs.

La maîtrise des coûts de construction est plus facilement réalisable dans ces pays qui installent d'abord des réacteurs de 2e génération de technologie éprouvée. Des contrats de long terme à prix garantis sont signés entre l'investisseur et un Acheteur unique, ce qui permet d'effacer les risques de marché (prix, volume) et de réduire significativement le coût du capital.

La contrainte de financement peut toutefois rester forte dans certaines économies émergentes confrontées à des crises récurrentes de leurs dettes publiques. Les organismes multilatéraux, Banque mondiale en tête, excluent les équipements nucléaires de leurs règles d'obtention de prêts. Les vendeurs internationaux qui ont la possibilité de proposer des solutions de financement propres (pour la majeure partie du coût d'investissement d'un projet) bénéficient ainsi d’un avantage concurrentiel très important dans ces pays. C’est le cas du vendeur russe Rosatom qui remporte de nombreux succès à l’export, et désormais aussi de l'entreprise chinoise China National Nuclear Corporation (CNNC), tandis que les vendeurs tels que Westinghouse et Framatome NP restent contraints par les règles de l'Organisation mondiale du commerce (OMC) sur les crédits-vendeurs. Un déblocage des règles d'obtention des prêts de la Banque mondiale serait sans aucun doute bienvenu.

Précisons que des exigences institutionnelles s'imposent également pour exploiter des réacteurs nucléaires de façon sûre. Il doit s’y développer une culture de sûreté effective à côté de la mise en place d’une autorité de réglementation compétente et indépendante, ce qui suppose une stabilité de la puissance publique, des institutions efficaces, notamment pour faire respecter la règle de droit.

L’achat de centrales nucléaires par un pays « primo-accédant » doit ainsi s’accompagner d’un transfert progressif de compétences non seulement technologiques mais aussi en matière de sûreté dans le cadre du contrat de vente (ce qu’a par exemple fait la Corée du Sud dans le cadre de la vente de 4 réacteurs aux Émirats arabes unis). Un tel transfert doit être réalisé en s’adossant au régime international de contrôle de la sûreté nucléaire.

Des handicaps encore difficiles à surmonter dans les économies avancées

Dans les pays développés où le nucléaire traverse un épisode très difficile de réapprentissage industriel avec les réacteurs de 3e génération, la filière doit aussi se confronter aux contraintes de gestion des risques d'investissement et de marché qui sont le lot de tout projet très capitalistique dans le régime libéral actuel. Cette situation est compliquée par les baisses des prix du gaz naturel et du charbon ainsi que par l'échec des politiques climat-énergie à fixer un prix au carbone de façon crédible (les politiques de promotion directe des technologies bas carbone étant exclusivement centrées sur les EnR).

Même si le coût de construction du premier EPR construit en France a connu des hausses de devis très importantes de 3,3 à 12,4 milliards d'euros, du fait du « désapprentissage » des métiers de la construction nucléaire pendant des années d'absence de nouvelles réalisations, des leçons en seront nécessairement tirées pour les prochaines réalisations (notamment sur l'organisation des chantiers et le contrôle des normes de qualité des fabrications).

Avec les réalisations en cours des têtes de série, les apprentissages sur les réacteurs de 3e génération (l'AES-92 de Rosatom, l'AP1000 de Westinghouse et l'EPR de Framatome ANP) vont à l'évidence engendrer des baisses de coûts. Avec une organisation industrielle comparable à ce qui existait en France dans les années 1980, les deux EPR chinois construits à Taishan (qui ont démarré en 2018 et 2019) ont d’ailleurs un coût d'investissement se situant autour de 3 500 €/kW (ce qui conduit à un coût de 45 à 50 €/MWh seulement avec 7% de taux d’actualisation), contre environ 7 500 €/kW pour l'EPR Flamanville 3. En France, la construction par paires d'EPR optimisés (« EPR-NM ») pourrait permettre une réduction de 30% des coûts d'investissement grâce à la rationalisation de l’ingénierie, à certaines simplifications de conception ou encore à la meilleure intégration des sous-traitants (sans parler des divers moyens de réduire les coûts financiers). Il en ira de même avec le Hualong chinois, un réacteur de génération III+ de conception plus simple que l'EPR qui pourrait dominer le marché international d'ici 10 ans.

De façon plus spéculative, on peut imaginer la mise au point de solutions technologiques « disruptives » pour rendre le nucléaire plus compatible avec les contraintes de financement. Les réacteurs modulaires « SMR » de 50 à 120 MW ouvrent une telle possibilité. Mais il ne faut pas minorer les coûts d'entrée de tout nouveau type de réacteurs par rapport aux avantages de la technologie bien en place des réacteurs à eau légère de génération II+ et III pour répondre aux besoins d'électricité de nombreux pays

Les coûts du nucléaire seront mieux maîtrisés dans le futur du fait des réapprentissages en cours sur les réacteurs de 3e génération et de l'adoption de solutions permettant de réduire les coûts financiers des investisseurs.

Les pays fortement engagés dans la lutte contre les changements climatiques pourraient améliorer la position économique du nouveau nucléaire de deux façons : donner une valeur significative aux émissions de carbone évitées (pour élever la valeur économique des investissements nucléaires) et limiter les risques pour les investisseurs en réduisant drastiquement le coût du capital.

En premier lieu, il faudrait parvenir à mettre en place des systèmes de permis qui envoient un signal-prix crédible, significatif et prévisible, ce qu'aucun système de permis mis en place dans le monde ne parvient encore à faire en 2019. À défaut d'un prix du carbone crédible, une façon indirecte de valoriser les tonnes de carbone évitées par des équipements bas carbone (EnR ou nucléaires) consisterait à mettre en place un système d'obligations d’énergie « propre » – sous la forme de « certificats verts » – imposé aux fournisseurs d’électricité mais ce dispositif comporte également des incertitudes (comme le révèle l'expérience anglaise de la Renewables Obligation, en place de 2002 à 2016).

En second lieu, les contrats de long terme attribués par enchères garantissant des revenus (avec une rémunération complémentaire flexible en fonction des prix horaires sur le marché de gros) devraient être élargis au nucléaire et au captage-stockage du carbone (CSC) pour traiter de la même façon toutes les technologies bas carbone. C'est ce que font les Britanniques dans le cas du projet d’'investissement d'Hinkley-Point C, avec un contrat signé par le gouvernement britannique qui garantit à EDF Energy un revenu de 92,5 £/MWh sur une durée de 35 ans (« CfD » pour « contract for differences »(9)).

Ce type de contrat permet une prise en charge du surcoût de départ des technologies bas carbone en cours d'apprentissage (ou de réapprentissage dans le cas des pays ayant développé le nucléaire antérieurement). Ceci n'empêche pas l'investisseur de devoir supporter une partie du risque d'investissement, comme c'est le cas pour les hausses du devis des deux réacteurs d'Hinkley Point C de 10 à 15% (1,9 à 3 milliards de £) annoncées en septembre 2019(10).

Après réapprentissage et maturation commerciale de la technologie, les contrats de ce type pourront être établis avec un niveau de prix beaucoup plus bas (de l’ordre de 60-65 €/MWh) du fait de la baisse des coûts et avec un coût du capital sans prime de risque. Ils feront alors porter le risque-prix du marché électrique sur l'État, qui pourra décider de le reporter sur les consommateurs, via une taxe comme le fait le Royaume Uni pour tous les contrats « CfD ». Une telle solution combinerait deux avantages : compenser les déficiences patentes de la tarification du carbone et faire baisser radicalement le coût du capital pour les investissements dans le nucléaire.

L’énergie nucléaire n’est pas la réponse miracle aux engagements climatiques dans le secteur électrique. Mais, aux côtés des EnR, il constitue une des réponses au défi climatique. Il serait d'autant plus dommage de se priver d’une telle technologie que ses coûts seront mieux maîtrisés dans le futur du fait des réapprentissages en cours sur les réacteurs nucléaires de 3e génération et de l'adoption de solutions permettant de réduire les coûts financiers des investisseurs. Si l'on continue d'exclure le nucléaire de la liste des technologies bas carbone reconnues, le défi climatique risque d'être autrement plus ardu tant les secteurs électriques dans le monde sont une des sources les plus importantes d'émissions de CO2. Les solutions évoquées ci-dessus exigeront, à l'évidence, un soutien politique clair et cohérent, ce qui ne saurait subvenir sans une prise de conscience dès maintenant de l'intérêt de ce type d'énergie, en rationalisant la perception des risques que présente cette technologie.

Sources / Notes
  1. En balayant les nombreux exercices de prospective conduisant à une limitation drastique des émissions cumulées, le rapport « 1,5°C » du GIEC met en lumière que, sur 411 scénarios analysés, seuls 85 seraient compatibles avec le plafond de réchauffement de 1,5°C, en se fondant en outre sur les « hypothèses d’innovations les plus élevées » (qui incluent le « nouveau » nucléaire). La part du nucléaire dans ces 85 scénarios tourne autour d'une valeur médiane de 9% de la production électrique mondiale en 2050 (avec quelques scénarios à 20%), ce qui implique un doublement de sa production de 2020 à 2050. Le recours au nucléaire y est limité non pas sur une base économique, mais en lui imposant un surcoût artificiel qui est censé refléter le rejet social dans certains pays et le respect des standards de sûreté les plus élevés pour la rendre acceptable dans les autre pays.
  2. « Un mix électrique 100% renouvelable ? Analyses et optimisations », Ademe, octobre 2015. 
  3. « Avec seulement 170 km2 de surface au sol artificialisée correspondant à la localisation au sol des éoliennes, des infrastructures électriques, des chemins d’accès, stationnements et zones de manœuvre. Le reste de la superficie occupée reste compatible avec les autres usages tels que l’agriculture, l'élevage ou l’exploitation forestière » (p. 126 de l’étude de l’Ademe).
  4. Selon les données utilisées par Didier Beutier dans son article d'octobre 2018 dans la Revue de l'énergie (n°640) intitulé « Politique énergétique et biodiversité : éloge du concentré ».
  5. The Costs of Decarbonisation : System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables, AEN-OCDE, Cometto et Keppler, 2019. 
  6. Cette fourchette peut être démontrée avec des modèles détaillés du système électrique : Hirth, 2015; Villavicencio et Finon, 2018.
  7. World Nuclear Industry Status Report 2019. 
  8. Comme le montre le rapport de l’Agence nucléaire de l’énergie de l'OCDE de 2015 sur le coût des différents moyens de production électrique dans différents contextes, le coût du MWh d'énergie nucléaire est la plus sensible aux différences de taux de rentabilité du capital ou de taux d'actualisation (perspective d'économie publique). Cela s'explique principalement par le fait que les centrales électronucléaires sont pénalisées par les très longs délais de réalisation des équipements, plus longs que pour les filières fossiles mais surtout que pour les filières EnR (6 à 8 ans pour le nucléaire contre 4 ans pour des turbines à gaz, et 2-3 ans pour un projet de solaire PV et d'éolien à terre après l'autorisation du projet), ce qui entraîne une longue immobilisation des capitaux avant le première rentrée de revenus. Rapport AEN-OCDE, 2015a (p.14-15, p.48 et p.122).
  9. Ce contrat est appelé contract for differences, car c’est un contrat d'options symétriques qui amènera aussi EDF Energy à rembourser la différence lorsque le prix du marché horaire dépasse le prix de référence. Dans le cas d’Hinkley Point C, il est calculé avec un coût du capital élevé de 9% (supérieur au taux de rentabilité prévisionnel de 8%, du fait de la prime de risque).
  10. Ajoutons tout de même que le nouveau taux de rentabilité prévisionnel est estimé entre 7,6 et 7,8% et reste donc inférieur au coût du capital de 9% utilisé pour le calcul du prix garanti de 92,5£/MWh.

Beutier D. 2018, Politique énergétique et biodiversité : éloge du concentré, Revue de l'énergie, n° 640. 
Ademe, 2015. Mix électrique 100% renouvelable ? Analyses et optimisations, octobre 2015.
Hirth, L. (2016): The Optimal Share of Variable Renewables, The Energy Journal. 36 (1), p.127-162.
IAEA, 2018, Energy, electricity and nuclear power estimates for the period up to 2050.
IEA, 2019. Nuclear Power in a Clean Energy System. Paris: OECD-IEA, mai 2019.
IPCC 2018, Strengthening and implementing the global response, in Special Report : Global Warming of 1.5 ºC, Chapter 4.
IPCC-WG III, 2014, Mitigation of Climate Change, 5th IPCC Report, Chapter 4.
IEA, 2017, Energy Technology Perspectives (ETP) 2017: Catalysing Energy Technology Transformations Together Secure Sustainable.
MIT, 2018, The Future of Nuclear Energy in a Carbon-Constrained World. Cambridge (Mass).
Moslener U., Cochran I., et al.. 2015. Shifting Private Finance towards Climate-Friendly Investments: Policy Options for Mobilising Institutional Investors’ Capital for Climate-Friendly Investment.
NEA-0ECD, 2015a, Projected Costs of Generating Electricity 2015 Edition, Paris, OECD.
NEA-OECD, 2015b, Nuclear New Build: Insights into Financing and Project Management. Paris OECD.
SFEN, 2018, Urgence climatique: peut-on se passer de nucléaire ?, octobre 2018.
Vidal, O., Goffé, B. et Arndt, 2013. Metals for a low-carbon society. Nature Geoscience 6, 894–896 (2013).
Villavicencio M. et Finon D. 2018b. The social efficiency of electricity transition policy of electricity transition policies based on renewables: Which ways of improvement ? Working Paper 36 Chaire CEEM, Dauphine University. October 2018.
NISR,2019,The World Nuclear Industry Status Report 2019.
NEA-OECD, 2019, The Costs of Decarbonisation: System Costs with High.
Shares of Nuclear and Renewables. Paris, OECD.

Commentaire

Rochain

Tous les, arguments de ce Monsieur sont savamment choisi pour dévaloriser les ENR alors que les mêmes peuvent etre egalement choisis pour dévaloriser le nucléaire. Un exemple ?
Acceptabilite de la population pour avoir une centrale nucléaire comme voisine !!!!
Un autre ?
Les ENR ne représentent presque rien par rapport au charbon..... Mais vous pouvez lire aussi que le nucléaire aussi ne représente presque rien.... Alors pourquoi serait il la solution plus que les ENR ?

manron

Une seule réponse suffit : le vice des EnR est l'absence de fiabilité ; Cette question ne pourra pas être résolue tant que le probléme de stockage de l'electricité n'aura pas été résolu .
D'autre part la technologie nucléaire est parfaitement maitrisée contrairement aux affirmations de certains et son abandon (EPR et Astrid)en France conduira à l'asservissement technologique du pays au profit des russes , des américains et des chinois qui sont déja au niveau IV de prototypes.

Bodi

Nous sommes d'accord, le jour où le stockage sera compétitif, le choix sera vite fait. Dans l'immédiat, on est face à 2 solutions ayant leurs contraintes spécifiques, avec un choix pas facile pour savoir quel est le bon mix...

Rochain

Le problème du stockage est parfaitement résolu, et ceci d'autant mieux que le besoin de stockage est bien inférieur à celui qui est nécessaire avec le nucléaire, mais sans doute ignorez vous que des millions de ballons d'eau sanitaires sont chauffés chaque nuit en France uniquement parce que les réacteurs nucléaires débitent autant la nuit que le jour alors qu'on n'en n'a surtout besoin que le jour, lorsque l'activité économique est au plus haut…… comme le Soleil. Vous prenez souvent des bains à 3 heures du matin ?

Rochain

C'est fait : L’Anglais Stanley Whittingham, le japonais Akira Yoshino et l’américain John B. Goodenough ont reçu le prix Nobel de chimie 2019 grâce à leurs travaux sur la batterie lithium-ion.
Mais bien d'autres systèmes permettent de stocker l'électricité. Vous semblez manquer sérieusement de culture.

martin

Cette réaction de mépris et de ridiculisation est lamentable.

Pas vraiment surprenante de personnes adossées à un dogme, un formidable lobby, un secret défense inacceptable voire fascisant.

Bobleponge

Et cette histoire de ballon d'eau sanitaire est du grand n'importe quoi. Les centrales nucléaires francaises disposent d'un bon niveau de suivi de charge. J'espere que vous êtes meilleur astronome qu'ingénieur nucleaire.

Rochain

Vous avez certainement toutes compétences pour juger des miennes. Vos références ?
Vous ne faites que le perroquet : "ON" vous a dit que le nucléaire était capable de faire du suivi de charge alors vous le répétez. Mais ,dites nous
1) comment un réacteur de 900 MW en fourni 1200 en cas de besoin
2) passe de 900 MW à 350 (explication du mécanisme employé pour y parvenir); un conseil cherchez sur Wikipédia par exemple "suivi de charge" cela risque de vous défriser.
3) Mais posez vous tout de même la question de savoir pourquoi mes ballons d'eau sanitaires se chauffent la nuit ? Quel intérêt ? Expliquez en quoi c'est n'importe quoi

Hervé

Je me permets de répondre

réponse 1)
Vous construisez un réacteur supplémentaire. Cette solution marche pour tous les systèmes pilotables, y compris certains installations ENR (barrage, bois) mais pas pour d'autres car ajouter autant de panneaux qu'on veut ne change pas l’absence de production la nuit, la ressource n'est pas maitrisée.

réponse 2)
Si on cherche sur le net, on trouve ça: http://www.energie.sia-partners.com/20180308/la-modularite-du-parc-nucl…
Le nucléaire n'est pas ce qui se module le plus facilement et surtout ça ne présente aucun interet économique car il n'y a pas d'economies significative a baisser la puissance, c'est donc le dernier moyen d'ajustement utilisé. Au pire on pourrait charger avec des ballasts s'il fallait.

reponse 3)
La je suis partiellement d'accord avec vous mais il faut garder à l'esprit que l'énergie consommée par les ballons est très faible au regard du volume total. Même associé au divers systèmes de pompage d'alimentation en eau,... à divers processus industriels (par ex.les gros systèmes agro-alimentaires stockent souvent le froid et font tourner les compresseur la nuit de préférence), tout ça est déjà en place et on n'arrive pas a compenser la baisse nocturne (ça se voit bien sur les courbes RTE). De plus le profil des ENR est bien moins adapté a cette forme de conso différée.
Donc bien sûr que dans un système ENR, il faudra piloter différemment ces systèmes de "stockage" (quasi gratuits mais tout de même couteux pour l’opérateur car baisse tarifaire significative pour inciter à le faire), mais ce sera loin d'être suffisant.

Rochain

Monsieur Hervé, la caractéristique principale de vos messages est d’être insultante :
Je nie des évidences (lesquelles ?). Je suis plus qu’incompétent, de plus je suis de mauvaise foi, et mon cas relève même de la psychiatrie. Nous allons reparler de ces caractéristiques à votre sujet maintenant si vous le voulez bien, votre deuxième message m’en donne largement l’occasion puisque le premier dont je viens de faire état n’est qu’une succession d’insultes.
A la question
1) Comment un réacteur de 900 MW en fourni 1200 en cas de besoin ? Vous n’avez que la réponse idiote (permettez-moi aussi de jouer de l’insulte) de construire un réacteur supplémentaire.
Un réacteur qui ne ferait rien 95% du temps et qui a chaque sollicitation exceptionnelle aura besoin de 3 à 4 jours pour atteindre son régime nominal…2 jours seulement s’il n’est pas à l’arrêt total et s’il s’agit d’un des 25 derniers construits (les précédents ne sont pas pilotables du tout et soit ils sont en fonctionnement à leur régime nominal et déconnectés du réseau, soit ils sont totalement arrêtés et nécessitent au moins 4 jours pour démarrer). Si la demande est conséquente il en faudra peut-être un second d’avance …. pourquoi pas ? En dehors de l’incongruité technique ajouté y celle d’économique. Cette solution témoigne de VOTRE INCOMPETENCE, pas de la mienne. Incompétence que l’on retrouve à la question 2. Bien sûr en vérité il faut que le (les) réacteurs nucléaires « surproducteurs » soient en permanence à leur niveau de fonctionnement minimum qui reste toutefois très élevé à la frontière de l’extinction de la réaction en chaine, et le flux magnétique de l’alternateur à la limite de la désaturation. C’est-à-dire que nous surproduisons en restant au minimum en limitant le débit de sortie afin de pouvoir redémarrer en deux jours maximum, ce qui fait que nous nous imposons la situation au 2 ci-dessous, faute de savoir faire autrement avec le nucléaire. Mais les énergies que vous appelez à tort intermittentes ont, elles, une vraie solution, mais il vous faudra retourner à l’école.
2) Comment on passe de 900 MW à 350 (explication du mécanisme employé pour y parvenir) ?
Comme vous n’en n’avez pas la moindre idée, encore un défaut de compétence qui vous permet de dire que ce n’est pas un problème, vous renvoyez sur un article de Wikipédia qui ne répond pas à la question, puisqu’il ne fait qu’expliquer les difficultés de faire varier la puissance de sortie d’un réacteur en donnant le timing de l’opération, sans donner la moindre explication sur la raison qui fait réduire la puissance, ce que vous ne trouverez pas dans ce genre d’article. En effet, c’est de connaissances en électrotechnique dont vous auriez besoin pour répondre à cette question et bien entendu vous êtes certain de ce que vous avancez puisqu’on vous la dit, mais il ne vous gêne pas de ne rien comprendre à la dynamique d’un alternateur à puissance variable. Le cas échéant cela vous aurait aussi aidé à comprendre pourquoi il faut plusieurs jours pour relancer un réacteur arrêté ne serait-ce qu’une minute à la suite d’une bêtise du conducteur de tranche. Mais il se trouve que je suis incompétent car cela n’est pas un problème pour moi qui ait dû apprendre cela dans un asile psychiatrique. Vous espérez un cours d’électrotechnique ? Mes tarifs ne sont pas dans vos moyens, mais vous pouvez toujours essayer de vous procurer mes ouvrages en librairies.
Mais de l’article de Wikipédia que vous avez consulté, pour justifier que le nucléaire n’est utilisé en suivi qu’en dernier ressort, vous n’avez voulu retenir que la méthode ne permet pas de faire des économies de combustibles, donc une raison économique mais pas technique, vous avez fait l’impasse sur la véritable raison qui n’est que l’inertie du système comparé à la solution ces centrales à gaz, ce que vous avez pourtant lu dans l’article. Ceci à propos de ma soi-disant mauvaise foi, qu’en est-il de la vôtre sur cette question? Peut-être aurais-je en retour l’explication que j’attends à propos du moyen technique mis en œuvre pour diminuer la puissance de sortie d’un réacteur nucléaire ? Quand on taxe son interlocuteur d’incompétent, il vaut mieux être bien armé sinon on sombre dans le ridicule.
Toujours sur le même sujet, et bien que ce ne soit pas la solution la plus économique, ni la plus élégante, contrairement à votre sottise selon laquelle cela ne sert à rien de rajouter des PPV ou des éoliennes pour produire plus, ce serait une solution, car en journée (pour les PPV) même un ciel couvert produit car il s’agit d’une source variable et pas intermittente. Entre un ciel coronal et un ciel chargé le rapport de production d’une même surface de PPV est une division par 4 de la production et entre un ciel bleu moyennement chargé en humidité et un ciel chargé la division est par deux (CF mesure de production des PPV du parking de Casino à Narbonne : Mini 220 KW maxi 890 KW). Dites-vous bien que si vous y voyez assez, les PPV produisent (et je ne parle pas de ceux qui sont sensibles au proches IR et UV, donc bien plus performants que nos yeux). Donc augmenter la surface de PPV est une solution possible même si ce n’est pas la meilleure pour gérer le suivi de charge. Vous avez le défaut du manichéisme viscéral des anti-ENR qui à force de parler d’intermittents finissent par croire que le rayon direct du Soleil est une nécessité pour les PPV, comme ils croient aussi qu’ils ne produisent rien en hiver. Je vous suggère d’analyser les rapports mois par mois entre la production hiver et la production été des PPV et de l’éolien sur plusieurs années :
https://www.connaissancedesenergies.org/electricite-etat-des-lieux-sur-…

Vous constaterez que pour l’éolien les mois d’hiver sont deux fois plus productifs que les mois d’été et que pour le solaire ce sont les mois d’été qui sont 3 fois plus performants que les mois d’hiver. Enfin, un simple petit travail de superposition des courbes de variation solaire et éolien vous permettra de voir que la production total est presque linéaire tout au long de l’année en multipliant par trois la proportion actuelle de PPV par rapport à l’éolien lui aussi dans sa proportion actuelle, puis les deux conjointement à faire progresser jusqu’à fournir la production totale souhaitée. Plutôt que des convictions de perroquets que vous considérez être des évidences auxquelles je refuse de me plier je préfère m’astreindre à faire quelques recherches pour étayer mes opinions « de mauvaises foi », un peu comme je suis cinglé de ne pas dire amen à n’importe quoi.
De la même façon je vous ai fourni la preuve que l’évolution technologique a pour conséquence de faire chuter les prix des nouveaux ENR et inversement d’accroitre celui du nucléaire qui atteint aujourd’hui des sommets avec l’EPR :
https://www.batirama.com/article/26939-photovoltaique-comwatt-est-pret-…
Les nouveaux ENR ont donc aujourd’hui des prix qui sont entre le quart et la moitié de celui du nucléaire auquel il faut ajouter le coût du stockage avec un cout du KWh de 150 € il y a un an pour de l’électrochimique qui n’est pas la solution la moins cher :
https://www.connaissancedesenergies.org/afp/batteries-pour-vehicules-el…
Compte tenu de la durée de vie d’une de ces batteries aujourd’hui elle peut être utilisée en stationnaire à peu près 5000 fois, ce qui grève en production ENR le KWh (de 150/5000) de 3 centimes d’euros, et même si ces experts se trompent du simple au double, c’est presque négligeable. Ce sont là des faits et se mettre la tête dans le sable en accusant les autres de mauvaise foi et d’incompétence n’est pas admissible. Pour contester il faut des preuves du contraire, pas des bavardages inconsistants, ni rechercher le prix d’un produit fini, packagé et installé chez le client par le revendeur pour déterminer le prix du KWh de stockage en Li-Ion.
De plus le besoin de stockage doit d’abord être évalué de façon argumentée, pas en disant qu’il arrive qu’il n’y ait pas de vent du tout nulle part en France, et même en Europe, durant 10 jours ou un mois d’affilé et dans une nuit noire totale, c’est totalement ridicule surtout en regardant la superposition des deux courbes éolien/solaire dont références ci-dessus. Mais c’est le moment de voir votre argumentation pour le 3)

Votre réponse : « il faut garder à l'esprit que l'énergie consommée par les ballons est très faible au regard du volume total ». Bien garder à l’esprit une grosse sottise ne conduit pas à la solution.
Là encore vous n’y êtes pas, vous affirmez de façon impulsive alors que vous avez les moyens de vous faire une idée précise de ce que représente la consommation de votre ballon d’eau sanitaire mais vous vous en gardez bien, c’est plus facile de dire n’importe quoi. Mais c’est vrai que les dogmatiques n’ont pas besoin de chercher des preuves pour ce qu’ils affirment, ils sont tellement sûrs de la réalité de ce qu’on leur a raconté que ce n’est pas la peine de perdre son temps à faire des expériences, des relevés, des observations… non cela c’est tout juste bon pour les scientifiques….. qui passent leur vie à cela. Alors je vous suggère de relever les consommations de votre compteur jour/nuit plusieurs jours de suite afin d’obtenir une moyenne de nuit qui ne doit pas varier beaucoup selon mon expérience. Puis, un jour vous coupés l’alimentation du ballon d’eau sanitaire et vous notez la consommation de la nuit aux heures creuses le lendemain. Vous constaterez certainement très surpris que le chauffage du ballon représente entre les 2 tiers et les ¾ de votre consommation nocturne. Encore une fois vous avez affirmé « très faible » au lieu de commencer par vérifier la réalité de vos dires, et cette conduite est permanente mais vous n’êtes pas le seul, c’est seulement un peu fatigant pour ceux qui, comme moi, prennent énormément de temps pour savoir les réelles données du problème en discussion et se trouvent confrontés à des braillards qui perroquettent tous la même chose, des choses issues du lobby qu’ils défendent à leur insu. Et ce que vous voyez sur les courbes de RTE n’est que ce qu’impose le nucléaire, pas nécessairement ce dont nous avons besoin. Et je pourrais vous raconter rien qu’avec des expériences personnelles et professionnelles comment le nucléaire à modifier il y a près de 60 ans, avec de fortes contraintes, la façon de travailler dans des usines pour consommer de nuit et stocker l’énergie qui était utilisée le lendemain en contrepartie d’un tarif très attractif. Il n’y avait aucune nécessité sinon financière pour procéder ainsi, le nucléaire était déjà en surproduction nocturne, et c’est cela que vous voyez dans les courbes de RTE, pas une nécessité, mais un accommodement.
Je vous laisse le soin de prendre quelques cours d’électrotechnique pour continuer à discuter utilement, inutile de passer un diplôme d’ingénieur, je ne suis pas sectaire, je ne demande à mes interlocuteurs que de comprendre ce que je leur dit et surtout qu’ils comprennent eux même ce qu’ils disent, en dépassant le stade du perroquet. Si vous faites l’acquisition de ces connaissances vous comprendrez pourquoi et comment les ENR variables sont la meilleure solution pour le suivi de charge, tant en + (contrairement aux réacteurs nucléaires) qu’en – (comme peuvent le faire certains réacteurs nucléaires).

Hervé

Bonjour Mr rochain

La puissance appelée par le réseau français est en ordre de grandeur 2X la puissance du parc nucléaire. Donc en doublant le parc, vous faites 100% nucléaire (mais je suis d'accord, grosse connerie, c'est plus cher, c'est la grosse raison pour laquelle on ne le fait pas. Néanmoins combien coute ce que vous proposez??? encore plus cher... Donc...)
Pour ce qui est des difficultés inhérentes à la lenteur de réaction, au pire, il y a des solutions faciles comme l'utilisation de charges de ballast ou bypasser la vapeur vers les condenseurs. c'est pas trés "joli" mais marche techniquement parlant . Il n'y a pas d'impossibilité technico-économique la dessus. Je vous accorde que le parc actuel n'a probablement pas été conçu a l'origine pour faire du suivi de charge car ça n'est pas économiquement intéressant de le faire. (Analyser les performances d'une 2cv ne signifie pas que toutes les voitures ne peuvent pas atteindre 150Km/h, par contre un âne n'ira jamais à 150...du moins sans un dopage conséquent! )
Moduler la puissance d'un réacteur classique (surtout quand le combustible est usé) est plus délicat qu'une centrale au gaz mais se pratique comme le montre le document que je vous ai mis en lien et que vous pouvez vérifier en consultant les données de RTE. On peut faire 100% de nucléaire et assurer le suivi de charge. Ce serait couteux vis a vis de ce qu'on a actuellement, mais probablement pas mal en rapport cout / trés faible émission de CO2 , trés probablement mieux placé que du 100%ENR avec les technos actuelles.

Bon pour le reste de votre propos, je n'aurais pas le temps de répondre de manière détaillée mais pour comprendre le problème de l'énergie du pays, je vous invite a regarder un peu plus loin que la conso de votre ballon perso ou la production du parc solaire de votre supermarché préféré ( ratio pas terrible malgré qu'il est bien placé car l'Aude est un des meilleurs départements, plus au nord c'est moins bon).
Un simple coup d'oeuil sur les données RTE montre que l'action des chauffe eau est faible. Par un séquencement sur plusieurs périodes tarifaires ils arrivent a ralentir la décroissance jusque à 3h du matin, trés loin de ce qu'il faut pour lisser la conso, sachant que ce cas de figure répétitif, régulier et relativement court est bien plus facile à gérer que l'instabilité ENR. Est ce qu'on peut faire plus, oui, est ce que ce sera suffisant: les gens d'EDF disent que ça restera marginal et franchement je les crois, hors peut être les Véhicules électriques mais il ne faut pas en espérer trop non plus.

Oui l’éolien a un comportement moyen plus prés du but que le PV en hiver et du coup il serait beaucoup plus crédible que le PV comme ENR principale. On pourrait faire jusque à 50% du mix avec ça sans" trop" de difficultés, juste en le jetant dans un réseau renforcé (J'oublie la raréfaction des bon gisements, opposition des riverains, les lignes en plus...). En revanche il génère des trous de production qui nécessitent soit un backup fossile rapide, soit d'un stockage costaud en volume pour aller au delà de cette limite sans remonter nos émissions de GES. Dans ce dernier cas, ça coute bien trop cher encore aujourd’hui (raison pour laquelle personne n'a réalisé la chose à grand échelle, sauf si on a un voisin qui est blindé d'hydraulique de lac et encore...). Bon après qu'est ce qu'il en sera dans XXans, on verra.

Concernant le cout du stockage, même se contenter de 1TWH, soit environ 1/2 journée en hiver (très insuffisant pour du 100%ENR mais certainement réaliste pour faire pas mal d'ENR) je vous laisse calculer le cout des batteries engendré, cout à renouveler tous les 10ans...

En France, on est pas pressé, car si l'urgence est de baisser nos émissions de CO2, c'est déja quasi fait concernant le mix électrique. Il reste a améliorrer un peu le problème des pics hivernaux. Il y a d'autres sujets de réduction de CO2 bien plus pertinent à régler rapidement (Transports, chauffages non électrique et performance énergétique du parc immobilier).

Rochain

Toujours du bla bla I consistant... Quand vous saurez comment on peut réguler le débit de l'alternateur d'un réacteur nucléaire on en reparle.

Hervé

Bonjour Mr Rochain.
Quel blabla? Vous vous êtes relu?
Vous affirmez à un autre lecteur qu'on ne peut pas faire du suivi de charge avec du nucléaire, je vous réponds que si et je source le fait que EDF le fait déja, (et c'est vérifiable). Vous continuez à nier l'évidence en invoquant des propos pas très cohérents . Qu'est ce que vous voulez prouver exactement?

Rochain

Inutile d' insister, je n'ai pas l'intention de continuer à perdre mon temps avec une mule ignare qui croit détenir des connaissances incompréhensibles aux autres.
Restons en là

Hervé

A cours d'arguments Mr rochain?
Passer pour un idiot aux yeux d'un imbécile est une volupté de fin gourmet (Courteline)

GRENECHE Dominique

Vous êtes apparemment un opposant farouche au nucléaire, et c'est bien entendu votre droit. Mais à lire cette argumentation fumeuse basée sur des affirmations totalement erronées, j'ai l'impression que votre opposition relève vraiment de l’aveuglement idéologique. Alors, moi qui suis pro-nucléaire jusqu'au bout des ongles pour toutes sortes de raisons objectives que je ne peux pas développer ici, je suis pleinement rassuré: des oppositions de ce type, j'en redemande. Elles sont tellement ridicules qu'elles décrédibilisent totalement les anti-nucléaires. Continuez s'il vous plait.

Rochain

Bien sûr je suis victime d'un aveuglement idéologique alors que vous êtes un homme raisonnable tout a fait qualifier pour dicter ce qui doit être fait ou non.
Quelles sont donc mes affirmations erronées ….. vous qui savez, vous qui avez des raisons objectives qui sont tellement objectives qu'elles en sont secrètent ?
Enfin, quelles sont mes arguments ridicules ?
Développez, les participants du forum sont impatients d'être éclairés de vos lumières

PPLBLS

@Manron "Risque nucléaire parfaitement maîtrisé", Three Mile Islande, Tchernobyl, Fukushima, pour ne citer que les pires. Voulez vous que nous parlions de St Laurent, Dampierre, Cruas, Civaux, Blayais, et combien d'autres de part le monde. Lisez la revue CONTROLE de l'ASN (abonnement gratuit, ce sont nos impôts qui payent), elle est édifiante et pas partisane.

Aymeric Damour

Monsieur,
Votre analyse est très intéressante et à la fois déroutante. On croirait presque lire Jean Marc Jancovici.
Pouvez-vous éclairer votre propos vis-à-vis de cette étude de l'ADEME svp ?
https://www.ademe.fr/sites/default/files/assets/documents/evolution-mix…
En effet beaucoup de points de leur étude contredisent votre analyse sur la place du nucléaire (certes il y a aussi des hypothèses fortes derrières leurs hypothèses pour faire tourner leurs modèles d'optimisation, mais tout est assez détaillé, notamment dans l'étude complète).
Premièrement l'étude mentionne un premier résultat suivant: "D'un point de vu économique, le développement d'une filière nucléaire de nouvelle génération ne serait pas compétitif pour le système électrique français. Le surcoût de développement d'une filière industrielle EPR (24 GW en 2060) serait de 39 Md€ pour la nation, malgré les économies d'échelles prises en compte pour les EPR (coût de production des EPR en série estimé à 70€/MWh)" [...] en effet le MWh produit est valorisé entre 40 et 65€/MWh suivant les scénarios et les années, ce qui nécéssite donc un soutien public pour combler le déficit de l'installation".
Deuxième résultat mentionné concernant le prix et modèle de marché qui semble aller à l'encontre de votre analyse:
"Dans la plupart des scénarios étudiés, l’évolution du mix électrique engendrerait un rétablissement des prix de marché de gros (déprimés depuis quelques années en raison des surcapacités en Europe) qui permettrait un développement des EnR sans système de soutien à partir de 2030 pour le photovoltaïque au sol et 2035 pour l’éolien terrestre. À l’inverse, une prolongation trop forte du nucléaire historique historique maintiendrait les prix de marché
bas et déséquilibrerait la rentabilité de tous les moyens de production: la marge totale issue des installations nucléaires se verrait diminuée de 3,6 Mds€ par an sur la période 2030-2044, et le seuil de rentabilité des EnR serait décalé en 2045."

Il serait intéressant d'avoir votre avis là-dessus.
Bien à vous,
Aymeric

Rochain

Le prix du MWh de l'EPR est bien au-delà de ce qui est indiqué dans votre message et celui du solaire au sol bien inférieur à celui que vous pensez comme en témoigne les derniers contrats que l'on a pu voir passer : :
https://www.batirama.com/article/26939-photovoltaique-comwatt-est-pret-…

Le MWh brut de production EPR est 7 fois et demi plus élevé que le MWh brut de production du solaire et il reste plus de 3 fois plus élevé en incluant le stockage du solaire PPV avec le moyen électrochimique qui n'est pas le plus économique. Le KWh de stockage électrochimique Li-Ion est aujourd'hui à 100 € et en stationnaire peut supporter entre 4000 et 6000 charges/décharges ce qui plombe le prix du KWh solaire (brut de 0,015 €) du coût de stockage = 100 /5000 = 0,02 € donc un cout total de 0,035 €/KWh contre 0,11€/KWh Nuc-EPR.

Julien GLAIZAL

Facteur de charge photovoltaïque (France, 2018) = 14% :

https://bilan-electrique-2018.rte-france.com/solaire/

Panneau solaire LG 370Wc, 1,73m2, 369€ :

https://www.alma-solarshop.fr/panneau-lg-solar/1151-panneau-lg-serie-r-…

Prenons 17 de ces panneaux, soit 6,3kW de puissance crête, pour 30m2 de surface, ce qui fait déjà un très beau pan de toit orienté plein sud, et… 6273€ non posé. Il faut compter (prix minimum) 1200€ le KW de pose, soit 7560€ dans notre cas. Total tout inclus pour 13833€ pour 6,3kW.

Avec un facteur de charge de 14%, cette installation fournira (8760x14%x6,3) 7714kWh sur une année, soit EN MOYENNE 21kWh par jour. Nonobstant que lesdits panneaux ne produiront rien ou très peu certains jours, et bien plus que cette valeur certains autres...

Une maison individuelle de 100m2 bien isolée, en tout électrique, consomme environ 15600kWh annuel, soit encore 41kWh journalier.

https://selectra.info/energie/guides/conso/consommation-moyenne-electri…

Une installation très conséquente de panneau solaire ne pourra donc fournir (en moyenne toujours) que 50% des besoins totaux en énergie électrique d’une maison individuelle type.

Sur le stockage justement, la solution de stockage sur batterie de 13,5kW de Tesla coute 8240€, ce qui amène le KWh de batterie lithium/ion à 610€ le KWh :

https://www.tesla.com/fr_FR/powerwall

Pour absorber seulement la production journalière, il faut multiplier par 2 (27kWh de capacité) les batteries, soit un coût de 16480€. Capacité qui ne garantit nullement une réserve de puissance suffisante liée au fait que les panneaux vont produire proche de 0kW certains jours (peut-être même plusieurs jours d’affilés, ce qui pose un gros problème en cas d'autonomie complète).

Dans l’hypothèse d’une autonomie totale, l’installation solaire devra débiter a minima 41kWh par jour, ce qui supposerait d’installer 57m2 de panneaux pour 26836€, sans compter qu’il faudrait alors multiplier a minima par 3 (40,5kW) les batteries, soit un surcoût supplémentaire de 24720€. Total dans cette perspective : 51500€. Là encore sans assurance aucune de pouvoir couvrir les besoins de consommations du foyer lors d'épisodes "prolongés" (deux jours enchainés suffisent) de très faible ensoleillement !

Au prix réglementé actuel 15600kWh représentent 2575€ par an. Ce qui induit que la durée d’amortissement d’une installation d’autonomie électrique totale sera de 20 ans. Les batteries et onduleur sont garantis 10 ans...

Rochain

Si vous voulez être pris au sérieux ne sortez pas des âneries comme celle-ci (et les autres sont su même acabit) : "Sur le stockage justement, la solution de stockage sur batterie de 13,5kW de Tesla coute 8240€, ce qui amène le KWh de batterie lithium/ion à 610€ le KWh "
Mon Outlander PHEV est équipée d'une batterie de 12 KWh m'assurant une autonomie électrique de 50 Km et vous, vous installez une batterie de 13,5 KW(h, vous l'aviez oublié) sur un véhicule Tesla qui dispose d'une autonomie plus de 10 fois supérieur…. alors reprenez vos calculs et votre boulier, et surtout donnez un cours d'économie aux entreprises spécialisées qui fournissent un KWh photovoltaïque 7 fois et demi moins cher que celui de l'EPR, car ils n'ont rien compris, mais heureusement Monsieur Glaizal arrive pour leur apprendre leur métier.

Julien GLAIZAL

Avez-vous pris le temps de lire le lien que je vous ai fourni sur Tesla ? Il est pas question de batterie de voiture, mais de solution de batterie domestique. Les chiffres donnés sont les bons. La batterie de 13,5 kWh coûte plus de 8000€. Soit, comme il a été dit, plus de 600€/kWh.

Ensuite confondre - volontairement - le coût dune énergie, le nucléaire, qui fonctionne à la demande et est pilotable, assurant par elle-même, de concert avec une modeste capacité hydraulique pour la pointe, un service complet de fourniture d'électricité nationale, depuis quarante ans sans blackout, et avec un COUT payé par le consommateur final inférieur à la moyenne des pays européens ; avec des énergies fatales, intermittentes, variables, qui produisent de façon aléatoire, dont la puissance tombe parfois à moins d'1/20ème de la capacité installée, et dont la puissance garantie n'est qu'une fraction légèrement supérieure à ce dernier, énergie qui nécessitent par conséquent des moyens de stockage massifs (qui n'existent nulle part) et/ou de production fossile en backup pour suppléer à leur défaillance, et dont les COUTS sont les plus importants partout où leur taux de pénétration leur est corrélé, excusez-moi mais vous délirez, nonobstant votre artifice réthorique et votre sophistique. Les chiffres parlent, eux !

Rochain

Vous imaginez sans doute que les entreprises qui équipent les fermes solaires ou les parcs éoliens de dispositifs de stockage se fournissent chez le revendeur du coin. Vous n'êtes toujours pas plus sérieux. Le KWh de Li-ion Est aujourd'hui à 100 €
https://www.connaissancedesenergies.org/afp/batteries-pour-vehicules-el…
https://www.leblogauto.com/2017/02/prix-batteries-baisse-plus-vite-prev…

Julien GLAIZAL

Vos articles sont au conditionnel sur le mode "si ma tante en avait".

Moi je me préoccupe du réel, de l'existant, du tangible : Tesla qui a fourni la plus grosse batterie au monde en Australie fin 2017, l'a vendue 56 millions d'€ pour 129MWh. Ça nous amène le kWh à 434€. Pas 100€.

https://www.theguardian.com/technology/2018/sep/27/south-australias-tes…

De toute façon vous ne répondez pas aux objections centrales : comment pallier la chute (de l'ordre de 9/10ème) de plus de la moitié de la production quotidienne basée sur de l'éolien (énergie dominante dans tous les scénarios 100% ENR : Négawatt, Ademe etc...) lors des journée de faible vent, de nuit, sans production solaire donc, en conservant seulement 20% de capacités pilotables biomasse et/ou hydraulique ?

Soit que dans un mix disposant disons de 55% d'éolien, 25% de solaire, et 20% de biomasse/hydraulique, comment ces 20 derniers % pourraient, même de manière exceptionnelle, venir en secours de [25+(55/10x9)]=74,5% ?? C'est mathématiquement impossible, sans moyen pilotable ou capacités de stockage suffisamment dimensionnés. Quel moyen de stockage permettrait de couvrir une ou plusieurs journées de consommation nationale non garantit ponctuellement par les ENRI, sachant que chaque jour, c'est 1,3 TWh à assurer ?

Et ça c'est que pour la partie énergie ! La réalité c'est que vous devez de plus - je dirai même surtout - dimensionner votre système de production en puissance, pour palier précisément es situations critiques, c'est à dire les appels de puissances exceptionnels. La pointe de soirée en hiver, en France, la nuit par temps très froid et donc anticyclonique (quasiment sans vent), c’est 100 GW de puissance appelée.

Comment vous couvrez cet appel de puissance avec des seules éoliennes et/ou du PV ? Vous comptez pas emmagasiner cette puissance dans des STEP tout de même, sachant que cela représente au minima 20X leur puissance actuelle ? Comment vous faites - concrètement - pour multiplier par vingt ce chiffre alors que tous les acteurs concernés vous disent que nous sommes déjà à un optimum d’installation sur le territoire... ?!

Comment, en l’absence de production de base massive et pilotable, sans recours au nucléaire (en France), sans recours au gaz ou au charbon (ces deux dernières énergies étant grandes émettrices der CO2), assurer la continuité de la production sans rupture de charge ?!

Rochain

Tant que vous confondrez des prix de ventes commerciaux clef en main avec des coûts de production aucune discussion ne sera possible.
Tant que vous inventez des besoins de stockage illusoires aucune discussion ne sera passible : zéro vent partout sur le territoire: nuit noir de plusieurs jours.....
Et tant que vous croyez à un nucléaire totalement pilotable, sans danger, et generalisable au monde entier rien ne sera possible avec vous.

Hervé

@ Julien Glaizal

Laissez tomber, il est cinglé, il ne peut pas comprendre que 2+2 font 4...

Hervé

Désolé de vous avoir vexé Mr rochain, mais à force de nier des évidences, vous discréditez complétement vos écrits. A ce niveau, ça ne peut plus relever seulement de l'incompétence, il y a aussi de ma mauvaise foi, voire un problème psychiatrique, d’où mon message. Je m'étais retenu jusque a maintenant mais la ça m'a échappé, je m'excuse. Je vous ferais aussi remarquer que vous ne vous privez pas d'insulter vos interlocuteurs.

Patrick Saintjean

Vous avez déjà mis le doigt dessus Aymeric: l'étude de l'ADEME est une pétition de principe. Les hypothèses de départ contiennent déjà la conclusion. Même l'académie des technologies a ralé contre ce rapport, et ce ne sont pourtant pas des belliqueux.

jean

Il est difficile de penser un système énergétique en renouvelable qui offrirait les services actuels où chacun peut tirer autant qu’il le souhaite à tous moments.
Dans le résidentiel et tertiaire, le chauffage électrique (résistif) des bâtiments est une aberration héritée d'une politique pro nucléaire scandaleuse.
Chauffer nos passoires thermiques avec de l'électricité produite sans stockage avec de la chaleur dont on jette simultanément les 2/3 est une logique difficile à suivre pour un esprit rationel.

De même, les demandes électriques de pointe hivernales sont donc des anomalies dont il ne faut pas tenir compte à terme. Ce n’est parce que nos gouvernements successifs enchaînés par le capitalisme mercantile ont empêché les constructions bien isolées et une isolation de l’existant, qu’il faut l’accepter. Un plan énergétique rationnel ne peut pas accepter de prolonger ces délires mafieux.
De même tous les raisonnements de rentabilité des acteurs de production d'électricité sur un marché sont des raisonnements d'un régime économique délirant : le capitalisme de marché.
La fin du capitalisme qui ne peut plus rentabiliser ses investissements sans les aides de l'argent de la dette le prouve, on doit changer de régime.
Voir aussi la distribution de dividendes d'entreprises en déficit, ce sont des anomalies d'un système économique soit-disant libéral qui a changé ses principes premiers de fonctionnement en pillant la société pour ne pas crever.
Il nous faut donc raisonner autrement l'économie au moins dans les domaines critiques d’importance : énergie et alimentation par exemple.

La rentabilité financière ne doit plus être un critère premier. C’est certes très important mais cela ne peut plus être une condition sine qua non. Dit autrement, le point de vue capitalistique et mercantile d’un régime intenable (dévastateur) ne doit plus être une contrainte dans l’après capitalisme qu’il faut penser maintenant.

Rochain

Je suis tout à fait d'accord avec vous. Ma proposition :
rochain.over-blog.com/alternative-démocratique

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