Palo Verde : anatomie d'une centrale nucléaire mythique

Posez la question de la gestion des risques climatiques dans l'industrie nucléaire et immanquablement ce nom vous reviendra en écho : Palo Verde ! C'est peu dire qu'on a là une centrale nucléaire extraordinaire : située au coeur du plus grand désert d'Amérique du Nord, le Sonora, dans une région sans cours d'eau permanent, où la température dépasse régulièrement les 40°C pendant la moitié de l'année, elle trouve pourtant le moyen de fonctionner... Et pas qu'un peu : Palo Verde est le plus gros producteur d'électricité des Etats-Unis !

 

Par quel miracle est-ce possible ? Et pouvons nous en apprendre quelque chose pour l'adaptation de nos propres centrales nucléaires face à des sécheresses et des canicules de plus en plus sévères ? C'est ce que je vous propose de voir en détails dans cet article.

 

Vue aérienne de la centrale de palo Verde en fonctionnement (source)

La centrale nucléaire de Palo Verde à la loupe

Palo Verde (Palo Verde Nuclear Generating Station ou PVNGS) a beau posséder les seuls réacteurs nucléaires commerciaux au  monde sans accès à une masse d'eau naturelle, il est inutile d'y chercher une technologie révolutionnaire, un procédé unique ou un secret quelconque : la centrale en elle-même n'a rien de très original.

Comme les 2/3 des centrales nucléaires de la planète, elle est équipée de réacteurs à eau pressurisée, au nombre de 3 d'une puissance 1300MW chacun. Deux autres étaient prévus mais la demande d'autorisation a été retirée en 1979, apparemment pour des raisons économiques.

Détail de la centrale de Palo Verde (source)

En l'absence de cours d'eau, le refroidissement est évidemment effectué en cycle fermé, c'est-à-dire que l'eau utilisée pour refroidir la turbine et le réacteur est elle-même refroidie au contact de l'air puis réutilisée. 

 

Ici la centrale possède une petite originalité : elle utilise des cheminées ventilées mécaniquement plutôt que les classiques tours hyperboliques où l'air circule naturellement. Chaque réacteur en possède trois groupes comme on le voit sur la photo ci-dessus.

Cette particularité n'est pas unique : en France, la centrale de Chinon utilise le même système pour éviter que des tours trop hautes perturbent la vue des chateaux de la Loire. A Palo Verde, la préoccupation n'est pas esthétique : les aéroréfrigérants à tirage mécanique permettent simplement un meilleurs contrôle du refroidissement.

 

On peut aussi noter sur le côté de chacun des réacteurs deux bassins d'aspersion. Ce système est destiné à fournir un refroidissement de secour en cas de défaillance des aéroréfrigérants.

 

Les aéroréfrigérants à tirage mécanique d'un réacteur de la centrale de Palo Verde (source)

Contrairement à ce qu'on pourrait penser, l'environnement aride de la centrale rend ce système particulièrement efficace : en effet le refroidissement de l'eau est assuré principalement par évaporation. L'air très sec, qui peut absorber beaucoup de vapeur, permet d'obtenir facilement une température bien plus basse que celle de l'air ambiant.

D'où vient et où va l'eau ?

La centrale de Palo Verde ne se distingue pas réellement de ce que l'on peut voir en France, par exemple à Chooz et ou Cattenom : réacteurs de conception et de puissance comparables, principe de refroidissement identique. Par conséquent, l'eau reste indispensable à son fonctionnement. Comme ses homologues françaises, Palo Verde a besoin d'évaporer de l'ordre d'une tonne d'eau par seconde et par réacteur pour se refroidir.

En plein désert, d'où vient cette eau ? Elle est tout simplement achetée, auprès de l'agglomération de Phoenix quelques 70 kilomètres à l'est de la centrale.

 

Bassin d'aspersion d'un des réacteurs de Palo Verde en fonctionnement (source)

 

Les quelques 5 millions d'habitants de l'agglomération de Phoenix sont alimentés en eau par canaux et pipelines depuis les rivières Salt et Verde, et dans une moindre mesure depuis le Colorado. Après utilisation, cette eau est envoyée vers les stations d'épuration de l'agglomération : dans le contexte très aride de la région, les eaux usées sont à 100% traitées et réutilisées. C'est l'une d'entres-elles, la station de 91st street, qui se charge d'alimenter la centrale en eau recyclée.

 

Une vue d'ensemble de la centrale permet de suivre le cheminement de cette eau :

 

Vue d'ensemble et fonctionnement du site de Palo Verde

L'eau, amenée par un pipeline souterrain de 3 mètres de diamètre, commence par passer dans une nouvelle usine de traitement destinée à assurer une qualité constante.

Une fois traitée, elle est envoyée vers les deux bassins situés à proximité. La centrale vient puiser dans cette réserve de 4 millions de mètres cubes comme elle le ferait dans un lac ou un océan.

 

Dans la centrale elle-même rien de particulier, on l'a déjà vu. Mais ensuite un nouveau problème se pose : comme toutes les centrales refroidies en circuit fermé, Palo Verde doit régulièrement changer l'eau de son circuit de refroidissement. Sinon chaque cycle d'évaporation aboutirait à concentrer de plus en plus les minéraux et les impuretés, jusqu'à boucher les canalisations. Dans une autre centrale, l'eau issues de ces purges de déconcentration serait diluée dans un fleuve ou dans l'océan. Cette possibilité n'existe pas à Palo Verde.

L'eau des purges est donc envoyée vers les grands bassins d'évaporation installés au sud. D'une superficie de 2.6km², un peu plus que la principauté de Monaco, ces bassins stockent l'eau jusqu'à ce qu'elle soit entièrement évaporée.

 

Lorsque c'est terminé, il reste une boue qui n'est pas radioactive mais concentre des résidus de produits chimiques utilisés à différentes étapes du processus. Cette boue est ensevelie dans des décharges situées à proximité.

 

Comme toute l'eau qui arrive à la centrale est évaporée, la consommation par kilowattheure produit est à peu près le double de celle d'une centrale ordinaire.

 

Une vraie-fausse solution pour face au manque d'eau

A ce stade, vous l'aurez compris, la centrale de Palo Verde a resolu le problème de sa dépendance à l'eau de la même façon que le scaphandrier a résolu sa dependance à l'air : en l'amenant pas un tuyaux dans un milieu où il n'y en a pas.

 

Il n'empêche que ce système ingénieux a fait des émules. Aux Etats-Unis, une cinquantaine de centrales électriques fonctionnent sur le même principe. C'est le cas notamment de plusieurs centrales à gaz voisines, par exemple Redhawk (1060MW, inaugurée en 2002), qui puise d'ailleurs dans les mêmes bassins que Palo Verde, ou Mesquite (1250MW, inaugurée en 2003).

Vue aérienne de la centrale à cycle combiné gaz de Mesquite
voisine de la centrale nucléaire de Palo Verde (source)

Et là vous voyez certainement venir le gros problème de Palo Verde : la concurrence pour l'accès à l'eau.

 

En effet la ressource en eau recyclée de la région de Phoenix n'est pas extensible à l'infini, d'autant que l'approvisionnement en eau brute pour la production d'eau potable est lui-même problématique. Les eaux usées recyclées sont donc très demandées pour la production d'électricité, pour l'irrigation voire pour la consommation humaine - directement via la réinjection dans le réseau d'eau potable (autorisée depuis 2019), indirectement pour recharger des acquifères et des zones humides ou même via la production de bière...

 

Concrètement, cette concurrence se traduit par une forte augmentation des coûts pour la centrale. Celle-ci bénéficiait historiquement de tarifs très raisonnables : de l'ordre de 40$ pour mille mètres cubes, ce qui est comparable par exemple à la redevance pour prélèvement de la ressource en eau payée par les centrales équivalentes en France. 

Mais face a l'explosion des besoins, le tarif a été renégocié au tournant des années 2010 et augmente progressivement pour atteindre environ 250$ pour 1000m³ en 2025. Ensuite, il sera indexé sur le prix de l'énergie et de l'eau avec une tarification progressive : plus la centrale consommera, plus son eau sera chère. 

 

Dans ce contexte, Palo Verde cherche paradoxalement à s'affranchir du système pour lequel elle est si régulièrement citée en exemple.

 

Mais un exemple intéressant tout de même

Le site exploite déjà un aquifère souterrain pour l'eau destinée au circuit primaire, à la lutte contre les incendies et à la consommation humaine. Pour le plus gros morceau, l'alimentation des circuits de refroidissement, plusieurs voies sont explorées : l'utilisation d'eaux souterraines impropres à la consommation (projet abandonné après que le permis ait été refusé en 2019), un étage de refroidissement sec avant les aéroréfrigérants, une nouvelle usine de traitement qui permettrait de réutiliser l'eau des purges...

Face au risque de pénurie d'eau, cette recherche de solutions est louable. Et c'est une conséquence du modèle d'approvisionnement propre à cette centrale.

Car c'est là, à mon avis, que se trouve le vrai mérite de Palo Verde : elle a internalisé le coût du refroidissement.

Alors que la plupart des centrales nucléaire (et des industries) comptent sur la bonne volontée de mère nature et des autres utilisateurs des fleuves pour se refroidir, Palo Verde achète ce service. Elle est donc exposée financièrement à la raréfaction de la ressource et incitée à l'économiser.

Palo Verde est généralement citée comme la preuve qu'une centrale nucléaire peut être adaptée à toutes les conditions climatiques. Même si dans ce cas l'adaptation a plus porté sur l'intégration dans l'environnement que sur la centrale elle-même, c'est une réputation méritée.

Les données de l'AIEA permettent de le vérifier : depuis leurs mise en service, les réacteurs 1, 2 et 3 ont connu en moyenne 8, 2 et 25 heures par an d'arrêt total pour "cause extérieure liée à l'environnement", c'est-à-dire le plus souvent en raison de la météo. Pour comparer, en France, Bugey 3 aligne 97 heures d'arrêt par an en moyenne et Chooz 2 monte jusqu'à 315 !

 

Et parfois, malheureusement, c'est aussi dans ce contexte que Palo Verde est citée : pour relativiser les contraintes écologiques qui perturbent le fonctionnement des centrales françaises, par exemple lors de fortes chaleurs ou de sécheresses. Dans ce cas, il ne s'agit pas seulement d'un mauvais exemple, c'est un contre-sens : l'originalité de Palo Verde est précisément d'être construite autour de contraintes environnementales très fortes et d'en accepter les coûts.

 

Évidemment une telle démarche est plus difficile à mettre en place lorsque les conditions climatiques sont moins hostiles ou sur des installations existantes. Mais il y a peut-être là matière à réflexion.

 

 

Pour aller plus loin sur ces sujets, voici quelques suggestions de lectures :

• Une série de 7 articles sur la vulnérabilité climatique du système électrique (nucléaire, hydroélectricité, éolien, réseau...) 
• Des explications sur la modélisation des indisponibilités causées par le changement climatique dans les Futurs Energétiques 2050 de RTE
  
• Un article sur la gestion de l'aridité et de la chaleur dans le programme nucléaire espagnol
  

 

Publié le 15 mars 2023 par Thibault Laconde

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Futurs énergétiques 2050 : comment RTE a évalué l'impact du climat sur le système électrique ?

Si vous vous intéressez à l'énergie et que vous ne vivez pas dans une grotte, vous savez que RTE a présenté lundi 25 octobre des scénarios pour l'évolution du mix électrique français à l'horizon 2050. Ces scénarios sont appuyés sur un impressionnant travail de concertation et de modélisation et une attention particulière a été apportée à un sujet qui m'est cher : l'impact du changement climatique sur la production et la consommation d'électricité.
Ce volet de prospective climatique est une des innovations majeures du rapport : je crois que c'est la première fois en France que ce sujet est porté à un tel niveau institutionnel avec une telle profondeur. On peut espérer qu'il établisse un précédent, et peut-être serve de modèle pour la conception de futures politiques industrielles adaptées au changement climatique. 

Cette nouveauté a suscité pas mal de commentaires et d'interrogations... et à juste titre : si on vous dit ce qu'il va se passer dans 30 ans, il est légitime de demander comment fonctionne la boule de cristal ! Dans cet article, je vous propose d'expliquer les grandes lignes de la méthodologie utilisée par RTE, je reviendrais ensuite plus précisément sur quelques unes des questions que j'ai vu passées.

 

Objectif et principe général

L'objectif des "Futurs énergétiques 2050" en général, et de l'étude des effets du changement climatique en particulier, est de tester des scénarios d'évolution du système électrique français et de vérifier qu'ils permettent d'assurer l'équilibre du réseau dans les mêmes conditions qu'aujourd'hui.

Dans les mêmes conditions qu'aujourd'hui, cela signifie notamment que la durée moyenne annuelle de délestage pour des raisons d'équilibre offre-demande est inférieure à deux heures. 

Comment évaluer la durée moyenne annuelle de défaillance ? Pour le passé, ça semble simple : on observe la durée des défaillances sur un nombre d'années assez grand, puis on fait la moyenne. Mais pour 2050 ? Hé bien, le principe est le même sauf que la simulation remplace l'observation : on simule le fonctionnement du système électrique sur un nombre d'années assez grand, on évalue pour chacune d'elles la durée des défaillainces, puis on fait la moyenne.

En bref, cette simulation fonctionne de la façon suivante : 

1. On part d'une simulation de la météo tenant compte des effets du changement climatique,
2. A partir de celles-ci, on détermine l'état de la production (production solaire et éolienne, productible hydroélectrique, disponibilité des production thermiques et nucléaires) et de la consommation (besoin de chauffage et de refroidissement, notamment),
3. Avec ces données, un modèle du système électrique évalue l'équibre offre-demande.
   

Source : rapport RTE, p. 332

Aux côtés des hypothèses sur la composition du parc de production et sur l'évolution des usages, les simulations météo sont donc l'une des 3 grandes données d'entrée de la modélisation. Mais d'où viennent-elles ? 

Sur quelles données climatiques s'est appuyé RTE ?

Pour que la moyenne des résultats soit représentative, il faut que la simulation porte sur un nombre d'années suffisamment grand. RTE a choisi d'en prendre 200, c'est-à-dire qu'il faut 200 versions possibles de la météo de l'année 2050.

 

Ces simulations météo ont été réalisées par le modèle ARPEGE-Climat de Météo France pour 3 climats différents :

• un climat de référence correspondant aux conditions des années 2000
• un climat 2050 dans un scénario d'émissions modérées (scénario RCP4.5 du GIEC)
• un climat 2050 dans un scenario d'émissions très élevées (RCP8.5)
  

Le résultat est, pour chacun de ces climats, un jeu de données de 200 années de température, vent, nébulosité, débit, etc. avec un pas de temps horaire et une résolution spatiale de l'ordre de 20km, à l'échelle européenne. Prenez un moment pour contempler le volume de données que cela représente...

 

Le grand nombre de simulations est une originalité de l'étude : la plupart des travaux de prospective climatique s'appuient sur 30 années dans un climat évolutif centré sur l'horizon de temps souhaité. En français, cela signifie que pour étudier le climat de 2050, on va prendre une projection du climat pour le XXIe siècle et ne garder que les 30 années comprises entre 2036 et 2065. L'idée est que, même si les concentrations en gaz à effet de serre évoluent sur 30 ans, ces années restent représentatives de ce que pourrait être 2050.

Pour obtenir 200 années représentatives de 2050, il n'est évidemment pas possible de prendre toute la période entre 1951 et 2150... Il faut bloquer un modèle climatique sur le climat de l'année étudiée puis le faire tourner jusqu'à obtenir autant de versions possibles que souhaité. C'est ce qu'on appelle une simulation "à climat constant". 

 

De la météo à la production

A ce stade, on a une simulation de la météo. C'est déjà bien pour dégrossir le problème, par exemple évaluer l'évolution de la ressource solaire ou éolienne à l'échelle régionale. Mais si on veut vraiment quantifier l'impact sur le système électrique, il faut calculer précisément la production et la consommation en fonction des paramètres météo. Dans son rapport RTE a appelé ces modèles "fonctions de transfert".

Ces fonctions de transfert sont évidemment propres à chaque filière : il a fallu les mettre au point pour l'éolien et le solaire, l'hydroélectricité (avec ou sans barrage) et la disponibilité du parc nucléaire et thermique.

Cette définition des relations entre la météo et la production a probablement représenté la majorité du travail effectué sur le climat au cours de l'étude. Il serait trop long de revenir en détail sur chaque filière mais, pour y avoir participé avec Callendar, je peux vous donner une idée du cheminement suivi pour le nucléaire.

 

L'élaboration de la fonction de transfert du nucléaire

Pour le nucléaire, il y a d'abord eu un important travail pour comprendre les indisponibilités actuelles du parc. Il a pris la forme d'une étude bibliographiques et surtout d'une collecte de données sur les indisponibilités causées par la météo au cours des dernières années d'une part, et sur les conditions de températures et de débit auxquelles les centrales ont été soumises dans le passé, d'autre part. Les connaissances acquises ont ensuite été croisées pour identifier les causes exactes de chacune des indisponibilités climatiques rapportées par EDF depuis 2015.

Si vous suivez régulièrement ce blog, vous êtes déjà familier avec le résultat : ce travail a montré que la grande majorité des indisponibilités climatiques sur le parc nucléaire surviennent lorsqu'une centrale fluviale ne peut plus respecter les limites de rejets thermiques qui lui sont fixées en raison d'un débit trop bas, d'une température de l'eau trop élevée ou de la conjonction des deux. 

La prévision des indisponibilités futures s'appuie donc sur un modèle capable de prévoir le dépassement de ces seuils reglementaires en fonction du débit et de la température de l'eau. Comme toutes ont des caractéristiques techniques propres et une réglementation unique, la modélisation est adaptée à chaque centrale. 

Ces modèles ont été validés sur les données historiques collectées au début du projet. Mais leur utilisation avec les simulations climatiques de Météo France a posé un problème : celles-ci ne contiennent que la température de l'air, pas la température de l'eau... Il a donc fallu d'abord créer une nouvelle couche de modélisation, liant la température de l'air à la température des fleuves au niveau des centrales.

Une fois cet obstacle levé, les deux modèles ont été assemblés et testés à nouveau sur la simulation du climat des années 2000 fournie par Météo France. Il s'agit bien d'une simulation du climat historique pas d'observations, on ne s'attend donc pas à retrouver exactement les indisponibilités du passé, mais si les modèles fonctionnent les indisponibilités simulées doivent être comparables, notamment en termes de fréquence, aux indisponibilités observées. Suite à ce test un dernier ajustement a été effectué : une correction de biais pour tenir compte des influences humaines sur le débit.

Ce rapide aperçu n'est qu'un simplification mais je pense qu'il illustre déjà la méticulosité et la rigueur du travail effectué. Il faut encore ajouter que, comme l'ensemble du processus, il a été soumis à la concertation et à une revue par les experts venues d'autres entreprises et d'ONG.

Questions-réponses

Après la publication du chapitre consacré au climat, plusieurs spécialistes de l'énergie se sont interrogés à haute voix sur les réseaux sociaux. Pour conclure cet article, je vous propose d'essayer de répondre à quelques unes de ces questions. Si vous en avez d'autres, n'hésitez pas à les poser en commentaire.

 

(Je précise que, comme le reste de l'article, ces réponses n'engagent que ma propre compréhension du rapport, elles n'ont absolument pas la prétention d'être représentatives de positions de RTE.)

 

Est-ce que la puissance maximale indisponible à un moment donné est évaluée ?

Lorsqu'on cherche à quantifier les indisponibilités climatiques, on parle souvent des pertes de productions annuelles. C'est, à mon avis, une mauvaise métrique surtout du point de vue de l'équilibre offre-demande : celui-ci est beaucoup plus sensible à la puissance maximale qui peut être indisponible à un instant donné.

 

Et, oui, heureusement, ça a été étudié. Le résultat suggère une augmentation assez marquée, et bien sur d'autant plus forte que le scénario de réchauffement est pessimiste et la part du nucléaire importante :

Source : rapport RTE, p.349

RTE en tire la conclusion que qu'il faut "trouver des leviers pour minimiser la sensibilité du  parc de réacteurs nucléaires au changement climatique, notamment  en  étudiant le positionnement des futurs réacteurs sur les fleuves peu contraints en matière de débits". Je n'aurais pas dit mieux...

Qu'en est-il des autres causes d'indisponibilités ?

Au-delà des dépassements de limites réglementaires, de nombreux phénomènes plus ou moins directement liés à la météo peuvent entrainer l'indisponibilité d'un réacteur nucléaire. Le colmatage des entrées d'eau en période de crue, par exemple, est un autre phénomène qui, selon certaines études, pourrait devenir plus fréquent avec le changement climatique. 

Cependant, l'étude bibliographique et les données disponibles ont montré qu'il s'agit de problèmes beaucoup moins courants : typiquement, ils se produisent une fois toutes les quelques années, contre plusieurs dizaines de fois par an pour les indisponibilités liées à la sécheresse ou à la chaleur. Ces sujets sont sans aucun doute importants pour l'exploitation et la sureté des installations mais probablement pas critiques pour l'équilibre offre/demande. Ils n'ont donc pas été pris en compte dans les simulations.

 

Quid de l'élévation du niveau de la mer ? des événements météorologiques extrêmes ? du refroidissement du reacteur et de l'enceinte ?

Il faut bien comprendre que l'étude de RTE porte sur l'équilibre du réseau. La méthodologie, les phénomènes à modéliser, les modèles et les métriques ont été choisis pour cet objectif et ils ne sont pas adaptés pour évaluer l'impact du changement climatique sur les installations nucléaires en général.

 

Par exemple, une simulation de Monte Carlo sur 200 années signifie que l'on a une probabilité assez élevée de ne pas détecter un évènement dont le temps de retour est supérieur à 100 ans. C'est très insuffisant pour une étude de sureté nucléaire, qui se base en général sur des temps de retour de 10.000 ans.

Il ne faut donc pas chercher à tirer des conclusions sur la sureté nucléaire de l'étude de RTE, ni dans un sens ni dans l'autre.

 

Est-ce que l'évolution des usages de l'eau ont été pris en compte ?

On en a encore eu des exemples récemment, l'accès à la ressource en eau est d'ores-et-déjà source de tensions. A l'horizon 2050, l'augmentation de la population et l'aridification de certaines parties du territoire pourraient rendre la consommation d'eau du parc nucléaire moins acceptable et, par exemple, entrainer des limites réglementaires de prélèvements et de rejets plus strictes pour les centrales fluviales.

Cette éventualité n'a pas été prise en compte. Les modèles sont construits sur l'hypothèse que la réglementation reste stable.

En sens inverse, il n'est pas impossible que la réglementation soit assouplie pour suivre l'évolution de la réalité climatique, par exemple en relevant la température maximale autorisée en aval des centrales. Ce cas n'a pas non plus été étudié.

Certains résultats semblent incohérents

Par exemple, l'étude conclut que les pertes de productions seront plus importantes à Golfech qu'à Civaux alors que le débit de la Vienne est très inférieur à celui de la Garonne. Ou elle n'identifie pas d'impact pour Chinon alors que les autres centrales de la Loire subissent des pertes.

Comme je l'ai expliqué plus haut, la simulation des indisponibilités est réalisée à l'échelle de chaque centrale en tenant compte de ses spécificités techniques, réglementaires et géographiques ce qui peut rendre les résultats difficilement comparables : Golfech bénéficie effectivement d'un débit beaucoup plus élevé que Civaux mais c'est la température de la Garonne qui cause ses arrêts. Chinon a une réglementation comparable aux autres centrales situées en amont de la Loire mais sa position en aval de la confluence du Cher lui offre des conditions hydrologiques plus favorables. Etc...

 

Publié le 12 novembre 2021 par Thibault Laconde

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Infographie : les aides publiques aux énergies fossiles dans l'Union Européenne

En fouillant les recoins ténébreux de rapports méconnus, on tombe parfois sur des trésors... Ainsi l'étude sur les prix de l'énergie publié par la Commission Européenne en janvier : à la page 401 de ses annexes, se trouve une évaluation des aides accordées dans chaque pays de l'Union au secteur de l'énergie, avec leur décomposition par secteur, par énergie etc. Une vraie mine d'or... Dont j'ai extrait pour vous les plus belles pépites.

170 milliards d'euros par an pour l'énergie

Pour l'ensemble de l'Union Européenne, on comptait en 2016 un peu moins de 1500 dispositifs d'aide destinés à l'énergie pour un montant de 168 milliards d'euros. Dans ce montant, on retrouve des subventions mais elles sont en réalité très minoritaires : moins de 10%. L'essentiel des aides prennent la forme de transferts indirects ou de réduction d'impôt.

La répartition entre les différentes filières est sans doute l'information la plus intéressante. Au niveau européen les énergies renouvelables sont les premières bénéficiaires depuis 2012. En 2016, elles ont reçu 75 milliards d'euros contre 55 pour les fossiles. Le nucléaire, lui, arrivait très loin derrière avec seulement 5 milliards d'euros. Le solde n'était pas fléché vers une filière en particulier.

Évidemment cette répartition est très variable d'un pays à l'autre. Cette infographie montre pour chaque pays les parts des énergies fossiles et des énergies renouvelables dans le montant total des aides et leurs évolutions entre 2008 et 2016 :

Aides aux énergies fossiles et aux énergies renouvelables dans l'UE28
(Cliquez sur l'image pour agrandir)

En République Tchèque, en Allemagne, au Portugal ou en Espagne, par exemple, la grande majorié des aides vont aux énergies renouvelables. Au Pays-Bas, en Hongrie ou à Chypre, au contraire, ce sont les fossiles qui dominent largement.

La France : au fond de la classe, à coté du radiateur...

Comment se comporte la France dans ce classement ? Elle n'est clairement pas parmi les meilleurs élèves.
Dans notre pays, un peu plus de 40% des aides vont aux énergies fossiles contre 33% en moyenne pour l'Union Européenne. Plus préoccupant, la France fait partie des pays où les aides aux énergies fossiles ont progressé entre 2008 et 2016, et pas qu'un peu : elles ont presque augmenté de moitié ! Seuls la Pologne (+142%) et une poignée de petits pays font pire que nous.

Lorsque l'on compare la France aux autres grands pays européens, on voit que notre pays rattrape l'Allemagne et le Royaume Uni avec des soutiens aux énergies polluantes en nette croissance :

Evolution des aides publiques aux énergies fossiles pour les 4 plus grandes économies européennes
(Cliquez sur l'image pour agrandir)

Pour les énergies renouvelables, au contraire, nous sommes en retard : seules 34% des aides vont à ces filières contre 45% en moyenne dans l'Union Européenne. Avec un peu moins de 7 milliards d'euros par an, le budget que la France consacre aux énergies vertes est certes en croissance mais inférieur à celui de l'Espagne, de l'Italie, du Royaume Uni et bien sur de l'Allemagne...

Evolution des aides publiques aux énergies renouvelables pour les 4 plus grandes économies européennes
(Cliquez sur l'image pour agrandir)

Publié le 4 juin 2019 par Thibault Laconde

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Revendications des "gilets jaunes" en matière d'énergie : ouvrons la discussion

Il y a quelques jours, les rédactions de plusieurs médias ont reçu un document qui au premier coup d'oeil ressemble plus à une demande de rançon qu'à un programme politique. Il tient en fait un peu des deux : c'est une liste de 42 "directives du peuples" hétéroclites adressées aux députés pour qu'ils les "transposent en loi", le tout est signé "les gilets jaunes".
Impossible de connaître l'origine ou la représentativité de ce document mais faute de mieux, il peut servir de base pour réfléchir à ce que pourrait attendre les manifestants en matière d'énergie. Il contient en effet plusieurs points qui sont directement liés à la politique énergétique. Je vous propose de les passer en revue et de les discuter.

N'hésitez pas à en débattre dans les commentaires ou à me contacter pour compléter.

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PPE : Quelques avis et réactions

J'ai expliqué longuement ce que je pensais des propositions pour la progragrammation pluriannuelle de l'énergie dans un autre article et sur Twitter. Un peu de diversité ne nuit pas, je vous propose de laisser un peu la parole à d'autres.

Cet article pourra être complété avec d'autres réactions intéressantes dans le prochains jours (n'hésitez d'ailleurs pas à me les signaler !).

Pour Arnaud Gossement, avocat spécialiste du droit de l'environnement : "sur le nucléaire, la principale décision de l'Etat est de renvoyer le sujet à la prochaine PPE", sur les renouvelables les objectifs ne sont "pas ambitieux mais en ligne avec nos engagements européens" et beaucoup de travail reste à faire avant son adoption.

#PPE Confirmation : ce n'est pas la #PPE 2018/2028 qui a été présentée aujourd'hui mais ses grandes lignes. Il faudra attendre encore plusieurs mois pour avoir un projet de décret. On sait déjà que bien des choix sont reportés à la #PPE suivante, post 2028. https://t.co/i1fbm258F8

— Arnaud Gossement (@ArnaudGossement) 27 novembre 2018

Matthieu Orphelin, ancien porte-parole de la Fondation Nicolas Hulot et député En Marche, qui avait exposé "10 points qui permettront d'évaluer si la PPE est ambitieuse" se dit "forcément déçu" "sauf sur les renouvelables".

Chacun sait ce que je portais depuis des mois pour la #PPE, la #rénovationénergétique et pour de nouvelles mesures d'accompagnement des citoyens. Je suis forcément déçu que les réponses ne soient pas annoncées dès aujourd'hui (sauf sur #EnR). Pourtant les solutions sont connues ! pic.twitter.com/e2os6GXWgS

— Matthieu ORPHELIN (@M_Orphelin) 27 novembre 2018

De son coté, Matthieu Auzanneau, directeur du think tank the Shift Project, partage le diagnostic mais attend en vain l'ordonnance. Dans le même ordre d'idée, Antoine Guillou, coordonnateur du pôle énergie et climat de Terra Nova, souligne les lacunes des annonces du jour :

Le problème n'est pas tant ce qu'Emmanuel #Macron a annoncé aujourd'hui (quoique, la TIPP flottante...), mais plutôt ce qu'il n'a pas dit :
- quelles garanties (y compris légales) pour tenir les trajectoires EnR et nucléaire?
- quelle stratégie pour la mobilité et le bâti?
#PPE

— Antoine Guillou (@antoineguillou) 27 novembre 2018

La réaction d'Anne Bringault, qui coordonne l'activité transition énergétique du CLER, est représentative de celle de nombreux responsable d'ONG : elle craint deux quinquennats de procrastination alors "que la France va émettre plus de gaz à effet de serre que prévu jusqu'en2023" :

RTE dit que si on ferme des réacteurs nucléaires au fur et à mesure du dév. des EnR on peut être à 50% de nucléaire en 2030.
Reculer, c'est freiner les EnR et les économies d'énergie et garder + longtemps des réacteurs nucléaires vieillissants et produire + de déchets nucléaires

— Anne Bringault (@AnneBringault) 27 novembre 2018

Nicolas Goldberg, consultant chez Colombus, note cependant que le rythme de fermeture des réacteurs pourrait convenir à EDF ce qui permettra peut-être d'éviter le versement de lourdes indemnités.


Publié le 27 novembre 2018 par Thibault Laconde

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PPE : des objectifs ambitieux sur les renouvelables et compatibles avec 50% de nucléaire en 2035

Après s'être faits attendre presque 6 mois de plus que prévu, les grands axes de la programmation pluriannuelle de l'énergie ont été dévoilés ce matin. Ces annonces permettent d'y voir plus clair sur l'avenir du mix électrique français.

Voici ce qu'on peut en retenir :

• La trajectoire proposée pour les renouvelable est ambitieuse. Dans le scénario le plus haut, la production renouvelable française devrait augmenter entre 2018 et 2028 presque autant que celle de l'Allemagne au cours des 10 années écoulées.
• L'objectif de 50% de nucléaire dans la production électrique française est remis à 2035 et les fermetures de réacteurs nucléaires sont renvoyées aux quinquennats suivants
• La trajectoire proposée peut bien permettre d'atteindre 50% de nucléaire en 2035 mais elle implique aussi sur augmentation importante de la production d'électricité.
• Des incertitudes demeurent notamment sur la méthode et le calendrier.

Une trajectoire ambitieuse pour les renouvelables

Dans le discours qu'il a prononcé mardi matin, Emmanuel Macron a clairement dit qu'il souhaite que la montée des énergies renouvelables devance la baisse de la production du nucléaire. C'est une position de bon sens du moment qu'on ne prend pas excuse de la lenteur de la première pour retarder la seconde...
Ça ne semble pas devoir être le cas : les propositions détaillées ce matin comprennent des objectifs assez ambitieux pour les énergies renouvelables :

• Le parc éolien terrestre devrait passer de 13.5GW en 2017 à 24.6GW en 2023 et se situer entre 34.1 à 35.6GW en 2028. Soit la trajectoire suivante :

• L'éolien off-shore (inexistant à l'heure actuelle) devrait atteindre 2.4GW en 2023 et 4.7 à 5.2GW en 2028. Emmanuel Macron en a d'ailleurs profité pour annoncer 4 nouveaux appels d'offre pour des projets éoliens en mer avant la Ce qui nous donnerait :

• Le solaire photovoltaïque devrait presque être multiplié par 3 à 20.6GW en 2023 (contre 7.7GW en 2017) et continuer à augmenter pour atteindre 35.6 et 44.5GW en 2028. Nous serions donc sur une trajectoire de ce type :

• Les annonces de ce matin comprennent aussi une petite part d'électricité venant de la méthanisation et une augmentation de l'ordre de 1GW de la puissance hydroélectrique.

Pour le solaire et l'éolien les chiffres annoncés ce matin sont cohérents avec ce qu'avait promis Emmanuel Macron pendant sa campagne présidentielle, à savoir doubler le parc éolien et solaire pendant le quinquennat. On est même assez largement au-dessus pour le solaire.

Au total cela donnerait l'évolution suivante pour la production électrique renouvelable :

En 2017, nous étions légèrement en dessous de 100TWh, on atteindrait 153TWh en 2023 puis 199 à 215TWh en 2028.
Ce sont des objectifs honorables : pour comparaison, dans le scénario le plus haut l'augmentation de la production renouvelable en France en une décennie serait équivalente à celle qu'à connu l'Allemagne au cours des 10 dernières années.

Une baisse de la production nucléaire confirmée... mais remise à plus tard

C'était le secret le moins bien gardé de France : malgré ses engagements de campagne, Emmanuel Macron a confirmé le report de l'objectif de 50% de nucléaire de 2025 à 2035.

De la même façon la fermeture de réacteurs est renvoyé à plus tard. Fessenheim devrait fermer à l'été 2020 après un interminable feuilleton ce qui modifiera peu la puissance installée puisque cette fermeture sera presque entièrement compensée par la mise en service de l'EPR de Flamanville. Ensuite 2 fermetures de réacteurs sont envisagées sous condition en 2025 et 2026 et le gros du travail est remis à après 2027 avec en théorie 10 réacteurs à fermer entre 2027 et 2035. Le gouvernement ne nomme pas non plus les réacteurs susceptibles d'être fermés (même si François de Rugy a mentionné les centrales de Gravelines, Dampierre, Cruas, Blayais, Bugey, Tricastin, Chinon et Saint-Laurent-des-Eaux).
Clairement sur ce sujet le gouvernement préfère faire des promesses au nom de ses successeurs plutôt que de s'engager lui-même...

L'échéancier de fermeture de réacteurs détaillé à l'instant par François de Rugy :#nucléaire #PPE pic.twitter.com/dECc2kAEjH

— Thibault Laconde (@EnergieDevlpmt) 27 novembre 2018

Même état d'esprit sur le nouveau nucléaire : la porte n'est pas fermée mais aucune décision sur la construction d'EPR ne sera prise avant 2022.

Le parc nucléaire français devrait donc suivre cette évolution :

A facteur de charge constant, l'évolution du parc nucléaire nous conduirait vers une production entre 321 et 332TWh en 2035 (contre 400TWh/an en moyenne actuellement).

Il est cependant probable que le développement d'une production renouvelable variable obligera le parc nucléaire français à fonctionner de façon plus flexible. Ce qui aura pour effet de faire baisser le facteur de charge. Si par exemple il passait à 60% contre 72.5% en moyenne aujourd'hui, la production nucléaire ne serait plus que de 267 à 275TWh par an en 2035.

Evolution du mix électrique français

Où tout cela nous conduit-il ? A moyen terme, une trajectoire ambitieuse sur les renouvelables couplée à une baisse tardive du nucléaire entraîne une hausse considérable de la production électrique.

Une des trajectoires pour la production électrique française pourrait par exemple être :

Ici on est dans la version ambitieuse de la PPE : accélération du déploiement des renouvelables après 2022 puis prolongement des tendances et fermeture de réacteurs dès 2025. En supposant que le facteur de charge du parc nucléaire reste le même on se retrouve avec une production de 612TWh en 2028 soit 70 de plus qu'aujourd'hui.
Abondance de biens ne nuit pas, dit-on, mais j'ai quand même du mal à voir ce qu'on pourrait faire de 70TWh en plus. A titre d'illustration, c'est plus que ce qui serait nécessaire si on remplaçait toutes nos voitures par des voitures électriques... Cette tendance à la surproduction aussi plaide pour une réduction du facteur de charge du parc nucléaire.

Vous vous demandez peut-être si cela suffit à atteindre les 50% de nucléaire en 2035 comme cela a été promis ce matin.

Je vais commencer par redire que cet objectif de 50% est mauvais et vous renvoyer à cet article pour plus d'explications.
Mais si vous insistez, la réponse est probablement oui. La PPE ne porte que sur 10 ans et ne contient donc pas d'objectifs pour le parc renouvelable après 2028. Toutefois si on prolonge le rythme de croissance de la période 2023-2028 sur les années suivantes on se retrouve en 2035 avec un peu plus de 265TWh de production renouvelable dans le scénario bas et un peu plus de 300 dans le scénario haut. En ajoutant une production gaz et fioul stable à son niveau actuel (environ 30TWh/an), il faudrait donc que la production nucléaire soit comprise entre 295 et 330TWh en 2035 et comme on l'a vu même sans réduction du facteur de charge elle devrait se situer entre 321 et 332TWh en 2035.

Les incertitudes restantes

Le gouvernement propose donc une programmation pluriannuelle de l'énergie qui, sur la partie électricité, se tient : il n'y a apparemment pas d'objectifs contradictoires et, que l'on soit d'accord ou pas avec ces orientations, les trajectoires vont bien dans la direction où on leur demande d'aller. C'est bien le moins me direz vous. Certes mais même ce minimum la loi sur la transition énergétique n'y arrivait pas... Je me garderait donc bien l'accabler.

Mais cela ne veut pas dire que tout est parfait, plusieurs problèmes et incertitudes demeurent. Sur la trajectoire, j'ai deux inquiétudes :

• d'une part, la persepective d'une surproduction électrique qui créer un risque important que le objectisf renouvelables ne soient pas atteints.
• d'autres part, le report des fermetures de réacteurs à 2025 voire 2027 : ce gouvernement, comme l'avait si bien fait son predecesseur, semble vouloir laisser à ceux qui viendront après lui le soin de gérer le problème mais le temps passe : désormais cela signifie presque certainement que des réacteurs vont dépasser 60 années de fonctionnement.

Il y a aussi matière à interrogation sur la méthode et sur le calendrier :

• Emmanuel Macron a parlé d'une nouvelle période de consultation de 3 mois, plusieurs comités (conseil national de la transition écologique, comité d'experts pour la transition énergétique, comité de gestion des charges de service public de l'électricité, comité du système de distribution publique d'électricité...) doivent également donner leurs avis éclairés sur la PPE avant qu'elle soit adoptée. La PPE 2018 arrivera donc au mieux avec 6 mois de retard et rien ne dit que les objectifs seront les mêmes à l'arrivée.
• On ne sait toujours pas si le gouvernement compte faire amender la loi sur la transition énergétique pour déplacer l'objectif de 50% de nucléaire de 2025 à 2035. D'un point de vue juridique, ce n'est pas forcément nécessaire mais ne pas le faire serait incompréhensible politiquement et mettrait la PPE à la merci du Conseil d'Etat. Et s'il faut passer par la loi, il risque de s'écouler encore de longs mois avant que la PPE entre en vigueur.
• On ne sait pas non plus comment vont se passer les fermetures de réacteurs, on a bien vu avec Fessenheim que ce sujet est compliqué : sa fermeture est un engagement pris en 2012, il y a déjà 8 ans, cela signifie que même si aucun réacteur n'est fermé avant 2025 ou 2027 il faut d'ores-et-déjà s'y préparer.

En conclusion, il reste beaucoup de travail mais ces propositions me semble une base intéressante pour enfin amorcer le remplacement du parc nucléaire français.

Publié le 27 novembre 2011 par Thibault Laconde

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PPE : Analyse des ballons d'essai sur la trajectoire nucléaire et renouvelable

Mardi matin, l'AFP nous rapportait avoir vu un document détaillant les scénarios que le gouvernement envisage encore pour la prochaine programmation pluriannuelle de l'énergie. Je vous propose d'analyser ces propositions.

Comme cet article est déraisonnablement long, voici les 4 grands points à en retenir :

1. Ces scénarios semblent sous-entendre une baisse importante du facteur de charge du parc nucléaire (qui passerait aux alentours de 60% dans les années 2030). La baisse de la production nucléaire serait donc à la fois le fait des fermetures de réacteurs (de l'ordre de -70TWh dans les scénarios 1 et 2) et de la baisse du facteur de charge (de l'ordre de -60TWh).
2. Dans tous les cas, ils impliquent une hausse importante de la production électrique renouvelable : au moins 120TWh/an en plus peut-être jusqu'à 200. Le rythme de croissance devrait être comparable à celui rencontré en Allemagne depuis les années 2000, nous ne sommes pas du tout sur une trajectoire de ce type aujourd'hui.
3. En parlant de 40% de renouvelables plutôt de 50% de nucléaire, les scénarios suggèrent un abandon de cet objectif ou bien un développement (de l'ordre de +30TWh/an) de la production électrique au gaz.
4. Le calendrier de fermeture proposé (début en 2022 ou 2028) n'est pas cohérent avec le calendrier politique (élections de 2022 et 2027, PPE 2023 et 2028) et risque de rendre ces orientations ineffectives.

Scénarios et méthode

Trois scénarios seraient donc à l'étude :

• Scénario 1 :
  Fermeture de Fessenheim
  6 fermetures de réacteurs entre 2022 et 2028
  6 fermetures entre 2028 et 2035
  Les renouvelables atteignent 40% du mix électrique en 2030
• Scénario 2 :
  Fermeture de Fessenheim
  12 fermetures entre 2028 et 2035
  Les renouvelables atteignent 40% du mix électrique en 2032
• Scénario 3 :
  Fermeture de Fessenheim
  9 fermetures entre 2028 et 2035
  4 EPR construits avant 2040
  Les renouvelables atteignent 40% du mix électrique en 2034

Comment en tirer quelque chose d'utile ? Ces scénarios nous disent comment va évoluer le parc nucléaire. Je suppose que les réacteurs ferment par ordre d'entrée en service et que les fermetures sont étalées dans le temps de façon régulière. En supposant que le facteur de charge reste inchangé, on peut en déduire la production nucléaire pour chaque année. 
Par ailleurs on sait que la production électrique au charbon doit s'arrêter en 2022. En supposant que les autres productions fossiles restent stables pour ne pas augmenter les émissions de gaz à effet de serre, on peut donc calculer la production non-renouvelable.
Les dates auxquelles les renouvelables atteignent 40% du mix (donc 2/3 de la production conventionnelle) donne un point de passage à partir duquel j'interpole une trajectoire. Je suppose que 2/3 de la production renouvelable supplémentaire vient de l'éolien et 1/3 du solaire mais cette hypothèse n'a pas d'impact sur le résultat à ce stade.

Analyse des trajectoires nucléaires et renouvelables

On arrive aux résultats suivants :

• Scénario 1 :

La trajectoire suivie par le parc nucléaire ressemble à ça :

On a une petite vaguelette au début liée à la fermeture de Fessenheim et à l'entrée en service de Flamanville, ensuite la puissance installée reste stable jusqu'en 2022 puis décroît d'environ 10GW pour atteindre 52GW en 2035.

Dans cette hypothèse, arriver à 40% de renouvelable en 2030 implique que la production EnR soit de 256TWh à cette date. Cela nous donne l'évolution suivante pour le mix électrique français :

La production totale connaîtrait une forte croissance : 529TWh/an en 2017, 580 en 2025, 610 en 2030 et, si on prolonge le développement des renouvelables, 645 en 2035. L'objectif de 50% de nucléaire dans le mix électrique n'est pas atteint mais presque : en prolongeant la trajectoire des EnR on l'atteindrait entre 2035 et 2040.

• Scénario 2 :

La trajectoire suivie par le parc nucléaire est :

La seule différence avec le scénario précédent est que les fermetures démarrent plus tard ce qui entraîne une baisse plus rapide de la puissance installée à partir de 2028. Dans ce scénario, tous les réacteurs français (sauf les 2 de Fessenheim évidemment) dépassent 50 ans de fonctionnement.

Dans ce cas, atteindre 40% de renouvelable en 2032 implique aussi que la production EnR soit de 256TWh à cette date. Cela nous donne la trajectoire suivante pour le mix électrique français :

Sur la période 2018-2028, les renouvelables augmentent déjà à marche forcée mais les fermeture de réacteurs n'ont pas encore commencé ce qui entraîne une forte hausse de la production totale : +100TWh en 10 ans. A partir de 2028, la production se stabilise juste au-dessus de 600TWh/an.

• Scénario 3 :

La trajectoire suivie par le parc nucléaire est la suivante :

Le parc nucléaire connaît une petite baisse à partir de 2028 et atteint un minimum à 56.5GW en 2035. Ensuite l'entrée en service des nouveaux EPR (que j'ai cadencé tous les 2 ans) fait remonter la puissance installée à 61.3GW, quasiment à son niveau actuel. Ce scénario est à peu de chose près un scénario de stabilité pour le parc nucléaire.

Atteindre 40% de renouvelables en 2034 implique que la production EnR soit de 260TWh cette année-là. Dans ce cas, la trajectoire du mix électrique français à cette allure :

Dans ce scénario la production électrique française semble destinée à enfler indéfiniment : 529TWh en 2017, 585 en 2025, 643 en 2035...

Il est intéressant de s'attarder d'ailleurs sur ce qu'il se passe autour de 2035. On atteint 40% d'EnR en 2034 mais c'est aussi l'année où le parc nucléaire est à son minimum, ensuite il remonte et a priori la production nucléaire aussi. Dans ce scénario, les 40% de renouvelables ne seront donc atteints que pendant un an ou deux ans sauf si leur développement se continue rapidement ensuite. Cela impliquerait un gonflement encore plus important de la production électrique totale qui pourrait dépasser 700TWh/an après la mise en service des nouveaux EPR.

Les questions restant en suspens

Au-delà des chiffres et des réactions pavloviennes qu'ils peuvent provoquer, ces scénarios posent plus de questions qu'ils n'apportent de réponses. Voici celle qui me paraissent dignes d'intérêt :

  

Le calendrier a-t-il été réfléchi ? 

Si une de ces propositions était adoptée, son principal apport serait d'assumer qu'une dizaine de réacteurs nucléaires ont vocation à fermer au cours des deux prochaines décennies. Sauf que...
Sauf que ces fermetures sont repoussée au-delà du quinquennat actuel pour commencer en 2022 au plus tôt. 2022 est une année électorale et 2023 doit voir le renouvellement de la PPE, deux occasions pour remettre en cause les orientations qui vont être décidées aujourd'hui. Cette chronologie ne peut qu'inciter les acteurs du secteur électrique au mieux à attendre pour voir ("inutile d'investir dans une trajectoire de transition qui sera peut-être renversée dans 3 ans") au pire à l'obstruction ("si on peut gagner 3 ans on aura une nouvelle chance d'infléchir la politique énergétique dans le sens qui nous arrange").
Bref le calendrier retenu neutralise les décisions. Sans évolution, cette PPE risque bien de connaître le même destin que les objectifs de la loi de transition énergétique de 2015... De ce point de vue, la majorité actuelle ne semble n'avoir rien appris de l'expérience de la précédente.

Est-ce qu'on enterre les 50% ou est-ce qu'on développe les fossiles ?

On l'a vu, aucun de ces scénarios ne permet de réduire la part du nucléaire à 50% de la production électrique française. D'ailleurs il n'y est plus question de 50% de nucléaire mais de 40% de renouvelables...
Vous me direz peut-être : ça revient exactement au même puisque nous avons aujourd'hui 10% de fossiles, ajoutés à 40% de renouvelables ont arrive bien à un mix mi-nucléaire mi-non nucléaire. Mais ce n'est pas vrai. D'abord la proportion de fossiles est destinée à reculer avec la fermeture des centrales à charbon, ensuite l'augmentation rapide de la production totale (qui est un point commun au 3 scénarios) devrait encore réduire cette part. Pour avoir 10% de fossiles en 2030, il faudrait que la production de nos centrales à gaz fasse plus que doubler...
Donc de deux choses l'une : soit ces scénarios supposent l'abandon de l'objectif de 50% soit ils sous-entendent un développement significatif de la production électrique au gaz.

Est-ce qu'on va vers une trajectoire de développement des renouvelables "à l'allemande" ?

Les objectifs de 40% d'EnR en 2030, 2032 et 2034 impliquent tout de même une production renouvelable massive : plus de 250TWh alors que nous sommes aujourd'hui pratiquement stable en dessous de 100. Ajouter 150TWh de renouvelables en 15 ou 20 ans, c'est une trajectoire "à l'allemande" : entre 2000 et 2017, l'Allemagne a augmenté sa production renouvelable d'un peu moins de 180TWh. Mais sommes-nous près à assumer une telle croissance ?
Par ailleurs cette augmentation de la production renouvelable combinée à une baisse modeste voire très modeste du parc nucléaire implique une forte augmentation de la production totale alors que la plupart des scénarios tablent sur une consommation peu ou prou stable. Est-ce que cela à vraiment un sens ?

Ou alors est-ce qu'on assume une baisse du facteur de charge du nucléaire ?

Il existe une autre possibilité. J'ai supposé que le facteur de charge du parc nucléaire aller rester stable. C'est une hypothèse simplificatrice : avec le développement des renouvelables variables, les réacteurs nucléaires auront plus souvent à réduire leurs puissances pour laisser la place à une production renouvelable, leur facteur de charge va donc baisser.
Mais au-delà de cette évolution naturelle, peut-être que ces scénarios prennent pour hypothèse une forte réduction du facteur de charge ? Dans ce cas, la part du nucléaire peut reculer plus vite que ce qui serait permis par la seule fermeture de réacteurs et il ne serait pas forcément nécessaire d'augmenter la production pour atteindre 40% de renouvelables.
Je me suis donc posé la question : prenons le scénario 1, par exemple, si on souhaite maintenir la production totale constante et arriver à 40% d'EnR en 2030, quel devrait être le facteur de charge du parc nucléaire résiduel ? La réponse est 60% contre 72% en moyenne aujourd'hui. Ca ne semble pas irréaliste... Et dans ce cas la hausse de la production renouvelable ne devrait plus être "que"de 120TWh. C'est peut-être, probablement même, le raisonnement derrière ces propositions...


Publié le 21 novembre 2018 par Thibault Laconde,

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