Entre nucléaire et renouvelables, Xavier Bertrand penche pour le premier

27 réflexions au sujet de “Entre nucléaire et renouvelables, Xavier Bertrand penche pour le premier”

1. La centrale de Gravelines pour accueillir un EPR? Je doute qu’il y ait la place.
   Et il n’y a pas d’autre centrale actuellement dans la région, que je sache.

   Or, une centrale pour un seul EPR, c’est mort, il en faut au moins deux pour qu’une nouvelle centrale ait une chance d’être rentable.

   Une nouvelle centrale, deux nouveaux EPR (ou plus) ? Vu la lenteur à laquelle se montent les projets nucléaires, et les années d’opposition des écologistes qu’il va falloir surmonter, je crains que M. Bertrand ne soit à la retraite avant qu’un tel projet ne soit possible !

   Je doute fort, à vrai dire, que l’on construise de nouvelles centrales, on ne pourra qu’agrandir les centrales existantes, et la région Hauts-de-France accueille déjà la plus grande d’Europe Occidentale.

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   • La quasi totalité des sites nucléaires français disposent de suffisamment de terrain pour accueillir des tranches supplémentaires. Et de mémoire, Gravelines a bien assez de place pour un voire deux EPR supplémentaires.

     C’est à étudier, d’autant plus que le renouvellement du parc actuel devrait commencer à échéance 2030. Donc sauf retour à l’âge de pierre ou bouleversement technologique dont les scientifiques actuels n’auraient pas la moindre idée, il y a aura plusieurs dizaines de nouvelles tranches nucléaires construites en France d’ici 20-30 ans.

     Et vu l’étendue du phénomène NIMBY dans notre pays, il y a de fortes chances que quelques unes d’entre elles soient installées sur un grand site comme Gravelines, dans une région industrielle et pas très favorisée économiquement, au carrefour de lignes vers de grands pays importateurs.

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     • Bon, je dirais que nous sommes tout à fait d’accord… Mais vous en savez plus que moi. C’est très intéressant, cette affirmation que la plupart des sites ont encore tant de place ! Vous auriez un lien, une source, de la doc, là-dessus? Non pas que je sois sceptique sur le propos, mais j’aime bien pouvoir vérifier l’information.
       Merci !

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       • C’est assez simple à vérifier : Sur google maps, avec la vue satellite, en regardant le terrain entouré par la clôture extérieure du site.

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         • La centrale nucléaire de Gravelines est construite sur un polder dans une zone sensible aux inondations dont le niveau atteint jusqu’à 5 mètres en dessous du niveau de la mer et qui a déjà fait l’objet de problèmes. Dans un contexte de modification naturelle importante des cotes et de montée des océans dont les chiffres peuvent être relativement conséquents selon les projections et compte tenu de ce qu’est devenue la densité de population dans la région et notamment en Belgique, très concernée, la réponse n’est évidemment pas sur Google maps.

         • La question de Tristan portait sur les terrains disponibles ou non, et la réponse se trouve bien sur google maps.

           La question de la cote de la plateforme d’un ilot nucléaire par rapport au niveau de la mer est une question indépendante, et qui se règle très facilement en remblayant plus ou moins la plateforme de l’ilot nucléaire avant sa construction.

           Dans tous les cas, la conception de cet ilot nucléaire et le dimensionnement de cette plateforme par rapport aux caractéristiques locales du site sont validées par l’ASN et son expert l’IRSN.

         • Moui, une vérification sur Google maps donne une idée. Mais n’indique pas quelle superficie autour de la centrale appartient à l’exploitant et offre un potentiel d’expansion, et ça n’indique pas l’occupation des sous-sols : il y a, en termes de surface au sol, la place de caler quatre réacteurs et leurs bâtiments turbines entre les aéroréfrigérants de la centrale du Bugey.
           Sauf que l’espace souterrain à cet endroit est envahi par les conduites du circuit tertiaire.

           Des estimations de coin de table, je veux bien… Mais j’espérais quelque chose d’un peu plus exhaustif, ou fiable (comme une affirmation d’EDF) . Mais merci.

2. Il n’est pas certain que Xavier Bertrand ait pensé au coût d’un EPR et donc au prix de l’électricité produite qui n’est plus compétitif, aux déchets d’ultra longue durée qui on l’espère resteront dans les Hauts de France dont la densité de population est l’une des plus forte de France car il faut assumer pleinement ses choix, au démantèlement à terme et cet ancien agent d’assurance devrait savoir que personne ne garantit les coûts d’un accident nucléaire hormis le public… Cà fait beaucoup de question parmi d’autres qui montrent la légèreté du personnage.

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   • Le nucléaire demeure compétitif si l’on fait abstraction des subventions allouées aux énergies alternatives*. En tout cas si on garde le modèle de deux réacteurs au moins par centrale (la situation aux USA montre qu’un réacteur isolé est très difficilement rentable).
     Comme ces subventions ne pourront s’accroître éternellement et vont finir par s’essoufler, et du fait que le parc nucléaire français soit amené un jour à devoir être remplacé, le pari économique sur le long terme est très intéressant, et je pense que M. Bertrand doit en savoir quelque chose.

     Pour ce qui est des déchets, la phase industrielle pilote de Cigéo sera bientôt lancée, et que les déchets soient d’hier ou d’aujourd’hui, d’ici ou de là-bas ne change rien au problème.

     Le principal frein à un tel projet est, je le maintiens, uniquement la question de l’acceptabilité sociale. Ce frein sera peut-être moins important quand nos réacteurs approcheront 50 ou 60 ans et auront un impératif besoin de remplacement, mais comme je le disais, M. Bertrand ne sera probablement plus dans le coup à cette date.

     *Voir à ce sujet le récent rapport de l’ADEME, que l’on ne pourra taxer d’être pro-nucléaire, sur les bénéfices de la transition énergétique sur le PIB. Le rapport montre très clairement des graphes indiquant que selon leurs projections, d’ici à 2050, le nucléaire demeurera moins coûteux au MWh que les énergies renouvelables (hors hydraulique).

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3. Nos réacteurs étaient prévus pour une durée de 30 ans. Dès lors son directeur comme les statistiques de l’Agence de sûreté nucléaire et d’autres agences dans le monde signalent que le risque en France devient plus élevé au fil du temps faisant apparaître le pays comme désormais parmi ceux à risque à surveiller d’autant. EDF précise que 80% des opérations de maintenance sont déléguées à des sous-traitants extérieurs et l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) ajoute dans un rapport récent que le facteur humain est à l’origine de 85% des incidents significatifs sur les sites nucléaires et pointe les défauts en matière de qualité des interventions de maintenance qui ont représenté près de 30% des événements significatifs pour la sûreté. On a quelques 59 réacteurs à gérer dont les déchets d’ultra longue durée et les démantèlements qui s’avèrent complexes et très coûteux, ce n’est donc pas un problème anodin ni de court terme mais tout le contraire. C’est sans parler des coûts d’un accident qui s’élèveraient selon l’estimation modérée présentée par EDF elle même en commission au Sénat à quelques 600 milliards d’euros en moyenne pour un seul réacteur. Il n’existe aucune prise en charge par un quelconque assureur évidemment. Un EPR est de 3e génération, combien même on trouverait un site dans les Hauts de France vue la densité élevée de population régionale notamment et les contraintes techniques, on ne voit donc pas bien l’intérêt d’une technologie qui produit des déchets d’aussi longue durée non maîtrisable et qui appartient plutôt désormais au passé. Il y a des subventions au nucléaire et les chiffres montrent qu’ils sont historiquement encore bien plus élevés, comme pour les énergies fossiles, que pour les énergies renouvelables dont les prix continuent de diminuer, ont encore une marge relativement importante de baisse et dont les subventions diminuent aussi, voire peuvent se permettre désormais déjà d’être taxées dans certains pays. Le prix de l’électricité nucléaire était encore compétitif en théorie à la présentation d’un projet mais ne l’est plus du tout à la réalisation comme on peut le constater avec les multiples dépassement de frais et sérieux problèmes qui mettent les opérateurs eux-mêmes en graves difficultés. Le problème des déchets n’est en rien durablement réglé c’est une réalité scientifique notamment et les coûts sont loin d’être entièrement pris en compte tout comme ceux des démantèlements. On ne peut prétendre prendre un « pari économique sur le long terme » qui par définition est inconnu, le sujet est trop sérieux et ce n’est assurément pas le domaine de compétences de Xavier Bertrand notamment, qui n’a et ne maîtrise pas en conséquence toutes les données pour de telles affirmations. L’étude de l’Ademe est à horizon 2050, mentionne qu’elle n’est que « prospective à vocation scientifique et exploratoire » et propose donc des scenarii « élastiques ». Le coût « réel » de l’électricité d’un EPR actuel n’est donc pas intégré. L’étude fait état d’un gain de près de 4 point de PIB avec une transition à au moins 80% d’énergies renouvelables et notamment d’efficacité énergétique pas avec tant de nucléaire. Et je ne cite pas les études de l’Irena entre autres. Je ne vais pas longuement développer ici sur le coût réel du nucléaire, il y a des études multiples bien documentées dont celles de F. Levêque et bien d’autres en Europe et aux Etats-Unis avec les choix en conséquences mais l’affirmation de Xavier Bertrand apparaît plus opportuniste de court terme et politique voire de lobbying qu’objective. Il eût été plus intéressant d’évoquer une éventuelle génération 4 même si le problème du coût se pose plus encore mais qui apporte un plus aux déchets d’ultra longue durée et à l’augmentation du potentiel énergétique. Dans une région qui a déjà investi pour une transition clairement basée sur les renouvelables et l’efficacité énergétique avec création d’entreprises à la clé, qui en plus paie les consultants de la société de J.Rifkin dont tout l’axe de raisonnement depuis l’origine est basé sur un modèle « décentralisé » dont il démontre depuis plus d’une décennie à présent le développement en cours dans le monde, tout au contraire du modèle centralisé nucléaire dont toutes les études soulignent des développements limités même dans les projections de long terme à horizon 2050 et plus contrairement aux renouvelables et à l’efficacité énergétique notamment, qui est proche de pays qui ont fait une transition claire vers les renouvelables et des interconnections européennes, il est incohérent à présent de faire machine arrière et d’évoquer la mise en place d’un EPR compte tenu de tous les paramètres. L’acceptation sociale n’étant vraiment pas décisif ni suffisant puisqu’il concerne tout aussi bien l’éolien, le biogaz etc. C’est plus une question d’objectivité et de réalisme compte tenu de tous les paramètres scientifiques, technologiques, économiques etc et non d’une énergie contre une autre que je n’oppose pas.

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   • La durée de conception de nos réacteurs était de 30 ans de la même manière que la durée de conception de votre voiture est de 15 ans. Vous ne l’emmenez pas pour autant à la casse au bout de 15 ans et un jour. De plus et contrairement à votre voiture, la sûreté de nos réacteurs est régulièrement remise au goût du jour : Par l’ajout de diesels supplémentaires, de filtres ultimes, de recombineurs passifs à hydrogène, de contrôle commande supplémentaire, de source d’eau ultime, de réserves d’eau supplémentaires, etc.

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     • Il n’y a jamais eu lieu d’entendre qu’il devait y avoir mise à la casse au bout de 30 ans mais les coûts comme les risques augmentent statistiquement malgré les mesures prises et toutes les agences de sécurité nucléaire évoquent ce risque dans leurs rapports. D’autres problèmes s’y ajoutent comme le renouvellement du personnel qualifié et manquant en France et par ailleurs les aspects de sous traitance et la hausse des accidents que l’on constate.

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       • 1) L’allongement de la durée de vie de nos tranches nucléaires n’augmente pas leur coût moyen, mais au contraire le diminue. En effet, sur le coût de ces tranches, le coût de construction et le coût du capital associé sont prépondérants. En allongeant la durée de vie, on étale ces coûts sur une durée plus longue.

         Le coût du Grand Carénage (les investissements pour l’augmentation de la durée de vie) est ainsi de l’ordre de 50 milliards d’euros. Soit moins d’un milliard d’euros par tranche, ce qui est très inférieur au coût de construction à neuf, pour du nucléaire comme pour d’autres technologies.

         Par ailleurs, EDF est une entreprise dont le but est de dégager des profits. Si le Grand Carénage n’était pas rentable, EDF ne le réaliserait pas.

         2) Du fait des modifications de l’installation réalisées tout au long de la vie de nos centrales, le risque (càd la probabilité d’accident) diminue au fur et à mesure où on renforce les lignes de défense contre ces accidents. L’ASN affiche d’ailleurs publiquement l’objectif de faire converger le niveau de sûreté des tranches existantes avec celui du standard le plus haut, celui de l’EPR.

         3) Le renouvellement du personnel qualifié est un problème universel à toute activité humaine. Il est temporaire, cyclique, et on y répond par de la formation et du compagnonnage. La formation représente ainsi plus de 10% de la masse salariale chez les agents EDF du nucléaire. Cela représente plusieurs semaines de formation continue par an et par agent, en plus de la formation initiale qui se compte en mois.

         4) Vous parlez d’une « hausse des accidents ». Pourtant le nombre d’Evènements Significatifs Sûreté reste à peu près stable au fil des ans, le taux d’accidents avec arrêts de travail a tendance à fortement diminuer, de même que la dosimétrie des intervenants.

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         • 1-2) « Par ailleurs, EDF est une entreprise dont le but est de dégager des profits. Si le Grand Carénage n’était pas rentable, EDF ne le réaliserait pas. » :

           On a déjà vu EDF et Areva faire des investissements non rentables… !

           L’ASN ni même d’ailleurs EDF ne partagent le même optimisme que vous tant sur les possibilités de mise à niveau, l’augmentation des risques et donc des coûts dont vous prenez la fourchette basse ce qui n’est pas objectif.

           La prolongation de la durée de vie des centrales au-dela de 40 ans comme le souhaite EDF n’est en effet pas acquise par l’ASN, qui ne rendra un avis général sur ce sujet qu’en 2018. PF Chevet son président se montre prudent et estime je cite que « pour l’instant c’est un très gros point d’interrogation ». EDF souhaite porter la durée de vie de ses réacteurs à 50 ans. Or le design français des réacteurs a été fait pour 40 ans, qui arrivent. Comme tous les réacteurs ont été construits rapidement entre 1980 et 1990, il pourrait y avoir 5 à 6 réacteurs par an à retirer du réseau entre 2020 et 2030 selon PF Chevet qui considère, je recite, que « les réacteurs pourraient ne pas aller au-delà de 40 ans parlant au delà de « terra incognita, c’est un exercice assez compliqué, selon lui qui explique qu’il n’y a pas de réponse sûre à ce jour ».

           « Les composants non remplaçables sont cuve réacteur et enceinte de confinement. Posent problèmes aussi le circuit primaire et tous les câblages électriques à l’intérieur de l’enceinte de confinement par exemple. Pour les aciers de la cuve et du circuit primaire plus longtemps dure l’irradiation neutronique, plus ils deviennent cassants. Une injection massive d’eau froide dite de secours en cas d’accident peut entraîner la rupture brutale d’une cuve ou d’une tuyauterie primaire vieillie, en particulier dans les premières centrales où les aciers sont sujets à des ségrégations de phosphore (veines sombres) qui accentuent le problème, en concurrence parfois avec des fissures entre acier au carbone résistant et revêtement d’inox interne anti-corrosion. En cas de situation accidentelle (incendie dans les parties centrales de l’îlot nucléaire) le vieillissement à la longue et la détérioration des innombrables câbles et traversées électriques peut rendre inopérantes les tentatives de contrôle de la situation. Le remplacement de ces câbles et traversées, très imbriqués dans toutes les parties du cœur de la centrale et souvent en zone irradiée, représente un chantier considérable ».

           L’IRSN précise « dans le cas des centrales existantes, les accidents graves n’ont pas été considérés lors de leur conception. Les modifications envisageables de l’installation sont donc « restreintes » et les recherches menées dans ce cadre ont essentiellement pour objectif de trouver des moyens de « limiter » les conséquences d’un éventuel accident « grave ».

           Une « convergence vers le standard le plus haut » d’un EPR paraît donc pour le moins un abus de langage !

           Son directeur général rappelait que sur le parc mondial, 14 000 années-réacteur sont déjà passées, et les statistiques montrent qu’on est à 0,0002 (2×10-4) accident nucléaire grave par an, soit vingt fois plus qu’attendu selon les études probabilistes, qui ne savent pas bien prendre en compte l’aléa naturel et le facteur humain. Le nucléaire fait jeu égal avec l’industrie chimique !

           Selon lui « les centrales françaises ne prennent pas en compte des scénarios comme Fukushima avec une perte totale d’eau et d’électricité. EDF propose des moyens de secours sous vingt-quatre heures mais on ne peut pas attendre tant de temps. Un séisme pourrait provoquer des accidents sérieux sur certains sites comme à Fessenheim et au Bugey entre autres.

           Il ajoute : « nous avons beau être porteurs de l’idée qu’un accident nucléaire ne peut être exclu, c’est quand même un choc de voir un accident qui conduit à l’évacuation de 200000 personnes, un territoire de 2 000 km2 ravagé. La position constante de l’ASN a toujours été la suivante : personne ne peut garantir qu’il n’y aura jamais en France un accident nucléaire. Je répète une position constante de l’ASN française ».

           L’IRSN écrit : « Les études probabilistes se fondent sur l’hypothèse de 10-5 accident grave par année réacteur et 10-6 accident majeur par année réacteur. L’IRSN en conclut qu’à VD3+5 ans, (visite des 30 ans + 5ans, soit 35 ans) le risque de rupture brutale n’est pas exclu pour les cuves des réacteurs de Dampierre 4, Cruas 1, Cruas 2, Saint-Laurent B1 et Chinon B2 en cas de situations incidentelles et accidentelles… Les marges à la rupture sont également insuffisantes à VD3 + 5 ans pour les cuves de Saint-Laurent B1 et de Bugey 5 qui sont affectées de défauts…!

           3) Le renouvellement du personnel pose problème car il n’est pas attractif pour des jeunes ingénieurs d’aller vers un secteur en rénovation sans perspectives futures. C’est le constat, vous trouverez des études sur ce sujet avec les problèmes de remplacements de postes.

           4) On peut pas vraiment parler de « stabilité » des chiffres comme vous l’affirmez : « aucun incident n’est anodin dans le domaine nucléaire » souligne l’Asn. En 2012 son rapport indique que le nombre d’incidents déclarés par EDF dans ses 58 réacteurs a augmenté de plus de 10% sur un an (747 à 830). En 2014 elle s’inquiète, s’agissant des doses de radioactivité reçues par les personnels, « de l’augmentation de 18 % de la dosimétrie collective par réacteur »

           La seule centrale de Gravelines citée plus haut enregistre une hausse de 160 % d’incidents significatifs en 2015 par rapport à 2014 dans les chiffres publiés récemment.

         • 1-2) Je constate que vous ne démontrez pas votre propos concernant l’augmentation supposée des coûts et des risques, mais que vous insinuez seulement le doute en pratiquant du cherry picking.

           Par exemple en citant un extrait peu rassurant de l’avis de l’IRSN DSR_2010-153 du 19 mai 2010 portant sur la tenue mécanique des cuves des tranches 900MWe.

           Pourtant dans cet exemple précis, certaines de nos tranches 900MWe ont déjà largement dépassé leur VD3 et elles sont toujours autorisées à fonctionner. Preuve que les inquiétudes de l’IRSN sur les modes de démonstration par le calcul d’EDF ont du trouver une réponse satisfaisante.

           3) Vous mentionnez des problèmes pour trouver des candidats au recrutement dans une industrie avec des perspectives peu claires.

           Chez EDF, ce ne doit apparemment pas être le cas puisque sur les 34000 personnes travaillant à l’exploitation et à la maintenance du parc nucléaire en 2010, la moitié étaient parties à la retraite en 2015 et ont déjà été remplacées. L’entreprise est d’ailleurs déjà dans la phase de forte décrue de ses embauches.

           4) Là encore, vous pratiquez le cherry picking en citant l’augmentation du nombre d’ESS ou de la dosimétrie sur telle ou telle année, ou sur une certaine centrale, en choisissant les exemples qui vous arrangent.

   • L’assurance du risque nucléaire est gérée au niveau international au travers de la convention de Paris.

     Cette convention stipule que, contrairement au régime d’assurance classique, la responsabilité est portée systématiquement par l’exploitant nucléaire. Illustration :

     Si par exemple un avion de ligne s’écrase sur votre maison, son pilote et sa compagnie aérienne seront jugés responsables et payeront les dommages. Tandis que s’il s’écrase sur une centrale nucléaire, l’exploitant de cette centrale sera jugé responsable et payera pour les dommages.

     Et il payera dans la limite d’un certain montant, prévu dans la convention de Paris. Enfin, c’est l’Etat qui payera au delà.

     Mais il ne faut pas oublier que implicitement, l’Etat est l’assureur ultime de tout dommage dès lors qu’il dépasse une certaine importance. En effet les assureurs ont des moyens financiers limités, et l’Etat se retrouve à payer lors de toute inondation, tremblement de terre, guerre, accident industriel d’une certaine ampleur, etc.

     Par ailleurs, le niveau de ce seuil est jugé unanimement trop faible. Un avenant à la convention de Paris est en cours de ratification dans ce sens, ce qui résoudra partiellement le problème.

     Et pour la partie qui leur incombe, les exploitants nucléaires français sont effectivement assurés par un pool d’assureurs privés : Assuratome.

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     • En plus rapide et plus concret cela se traduit selon les chiffres d’EDF (opérateur « public ») ou de l’IRSN que l’on ne peut accuser d’abuser à la hausse: entre 600 milliards et 1000 milliards d’euros pour un accident sur un seul réacteur. Sachant que la plupart des réacteurs ont été construits à la même époque, la loi des séries peut très bien s’appliquer pour plusieurs. De plus pour un seul accident majeur l’opinion publique remettra en cause l’intégralité du parc nucléaire avec les coûts, conséquences et multiples problèmes que cela induit.

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       • Vos chiffres sont faux. Dans son communiqué de presse du 19/02/2013, l’IRSN chiffre le coût d’un :

         – accident grave (quelque chose entre TMI et Fukushima, avec des rejets non massifs dans l’environnement) à 120 milliards d’euros, dans une fourchette comprise entre 50 et 240 milliards d’euros. Sur ces 120 milliards d’euros, environ un tiers est lié aux coûts radiologiques sur et hors site et à la perte de valeur des terrains contaminés, un tiers pour la perte d’énergie, et un tiers pour la perte d’image.

         – accident majeur (quelque chose entre Fukushima et Tchernobyl, avec des rejets massifs) à 430 milliards d’euros, répartis à peu près en trois tiers de la même manière.

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         • C’est votre lecture qui ne semble pas avoir été assez approfondie :

           L’IRSN fournit des moyennes : l’estimation basse retenue par ses économistes est à -60% de l’estimation moyenne, ce qui porte le total des coûts à 171 milliards d’euros. L’estimation haute est à +120% de l’estimation moyenne, soit 939 milliards d’euros, arrondis à 1000 milliards par la Cour des Comptes qui rappelle « 600 Md€ à 1 000 Md€ pour un accident comme ceux de Tchernobyl ou de Fukushima » dans « Les coûts de la filière électronucléaire – janvier 2012 page 242 note n°200 »

         • Mes chiffres sont pourtant ceux affichés par l’IRSN. Après, libre à chacun de prendre l’estimation basse ou haute en fonction de comment cela arrange son propos.

           Ce n’est d’ailleurs pas le plus important : Estimer le risque nucléaire seul n’est pas suffisant pour se faire un avis. Il faut y ajouter la probabilité d’occurence, qui est de l’ordre de 10-6 accident par an et par tranche, ainsi que les bénéfices de la technologie pour se faire un avis.

           En l’occurence, notre parc nucléaire a produit de l’ordre de 12000 TWh d’électricité peu carbonnée.

           Par quoi aurions-nous pu le remplacer ? Du gaz ? Du charbon ?

           Un certain nombre d’association environnementales affirment régulièrement (à tort ou à raison) que le charbon fait des dizaines de milliers de morts chaque année rien qu’en Europe. Comment faites-vous rentrer cela dans votre analyse ?

   • Les énergies renouvelables telles que l’éolien et le photovoltaïque sont subventionnées actuellement à auteur de respectivement 950 millions et 2,2 milliards d’euros par an (voir CSPE 2015).

     Le nucléaire a été financé sur fond public (= subventionné) à hauteur de 644 millions d’euros sur l’année 2010 (voir le rapport de la Cours des Comptes de janvier 2012 sur la filière nucléaire), p290. Et il y a peu de chances que ce montant par an ait beaucoup varié depuis.

     Par ailleurs, la Cours chiffre à la page suivante à 38 milliards d’euros le montant des recherches financées sur fond public depuis les années 50, soit en moyenne 690 millions d’euros par an.

     Donc le nucléaire a été historiquement moins subventionné que l’éolien et le PV, tout en assurant une part 15 fois plus élevée dans le mix électrique de notre pays.

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     • En cumul dans le temps le nucléaire reste toujours le plus favorisé en matière de subventions. Il faut par ailleurs intégrer tous les types de soutiens directs et indirects et faire une analyse plus fine et plus complète.

       De plus ce qui est essentiel est de faire un bilan global de tous les coûts et apports de chaque énergie afin d’opter pour les moins pires.

       La filière nucléaire ne se conçoit que dans le cadre d’une politique de très long terme pour arriver à être rentable alors que les technologies renouvelables évoluent et se diffusent plus vite avec comparativement des coûts en baisse et une compétitivité en hausse.

       Dans toute sa phase d’exploitation et sur sa durée la filière nucléaire est lestées de multiples coûts qui la handicapent. Cet handicap a été démontré par des analystes indépendants et objectifs et par ailleurs diverses organismes dans plusieurs pays. C’est confirmé par les appels d’offres dans le monde, les choix effectués, les stratégies d’entreprises, le développement modeste de la filière nucléaire dans toutes les études prospectives même à long terme etc.

       Parmi les nombreux coûts de l’ensemble de la filière et qui permettent de l’appréhender objectivement on peut rapidement citer :

       – coûts globaux très élevés liés aux importations (nous sommes dépendants des importations d’uranium ce qui rend notre indépendance énergétique réelle finale très réduite à moins de 10%), coûts de la géopolitique nécessaire et guerres associées pour la défense des sites (Mali, Centrafrique etc), de la réhabilitation des sites (par ex. celle très élevée de la mine d’Arlit au Niger etc)
       – coûts du prolongement des réacteurs au-delà de leur date d’exploitation initiale (de 55 à 100 milliards d’euros selon les premières estimations),
       – coûts de fonctionnement en hausse (+ 35% déjà en moins de 10 ans)
       – coûts de démantèlements,
       – coûts du traitement et stockage des déchets ultra longue durée (les chiffres ont plus que doublé en seulement quelques années,
       – coûts de sécurisation,
       – coûts d’un accident sur un réacteur (de 600 à 1000 milliards d’euros selon EDF et l’IRSN)
       etc

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       • La Cours des comptes a estimé dans son rapport de janvier 2012 le coût de production d’électricité nucléaire à 30 à 50€/MWh en fonction du mode de calcul que vous choisissez. Cela inclut tous les coûts de fonctionnement, la construction, le démantèlement et la gestion des déchets (la Cours précise d’ailleurs que les incertitudes sur le démantèlement et les déchets influent peu sur le chiffre final).

         On peut comparer ces chiffres à ceux pour :
         – l’hydroélectricité (30-50€/MWh)
         – le charbon (60-100€/MWh en fonction du coût de la tonne de CO2)
         – le gaz (70-100€/MWh de la même manière)
         – l’éolien onshore (environ 90€/MWh sans tenir compte du coût de l’intermittence)
         – le photovoltaïque (environ 100€/MWh, moins pour du PV en plein champs, plus pour du PV sur toit)
         – l’éolien offshore (120-180€/MWh)

         Il faut bien voir que face aux coûts pharaoniques du nucléaire, cette énergie produit une quantité tout aussi pharaonique d’électricité, ce qui la rend pertinente économiquement.

         C’est ce qui explique que notre parc nucléaire soit un modèle que s’efforcent de suivre beaucoup de pays en voie de développement quand ils le peuvent. Cela explique aussi pourquoi de tous les pays équipés, seule l’Allemagne semble choisir effectivement la sortie du nucléaire (ce qui n’est au final pas encore fait). Par ailleurs, on se rend bien compte que ce pays ne pourra pas tenir sa politique éternellement tant elle est un échec en termes économiques comme environnementaux.

         Dans un autre domaine, il faut aussi préciser que les coûts d’importation d’uranium représentent de l’ordre de 300 millions d’euros par an, là où ceux de gaz et de pétrole se comptent en dizaines de milliards d’euros par an.

         Et j’ai la faiblesse de penser que toutes nos opérations de maintien de la paix sur le continent africain ne s’expliquent pas seulement par nos intérêts dans des mines d’uranium au Niger qui au final ne représentent qu’un tiers de nos approvisionnement. Je trouve donc peu pertinent d’attribuer la totalité du coût de ces opérations à la seule énergie nucléaire.

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       • J’oubliai : le +35% en moins de 10 ans que vous mentionnez incluent aussi les investissements, contrairement à ce que vous dites (c’est d’ailleurs la hausse de ces investissements qui expliquent la hausse des coûts instantanés de production).

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4. Attention, les études de l’Ademe sont toujours à prendre avec des pincettes, puisqu’ils emploient généralement des ficelles méthodologiques assez singulières pour obtenir certains résultats orientés dans une certaine direction.

   Voir par exemple leur étude sur le bilan carbone du chauffage électrique, qui calculait ce chiffre pour un kWh marginal d’électricité afin de prouver qu’il est plus polluant que le chauffage au gaz, alors que ce résultat est contredit par les chiffres sur le kWh moyen, même au pire moment de l’année.

   Par ailleurs, les études portant sur des mix électrique comportant plus de 30-40% d’énergies renouvelables intermittentes telles que l’éolien ou le solaire sont toutes à prendre avec des pincettes puisque les scénarii qu’elles étudient sont tous basés sur des technologies qui ne sont pas encore déployables à un niveau industriel aujourd’hui (et dont on ne sait pas si elles le seront un jour).

   En effet, avec les énergies intermittentes se pose le problème du stockage de l’électricité. Et pour cela, il n’existe pas foule de technologie :
   – Les STEP, d’un potentiel trop limité par des contraintes géographiques.
   – Les batteries chimiques, qui sont actuellement 10 à 100 fois trop chères et trop encombrantes par rapport au besoin, et dont le potentiel d’amélioration n’est pas suffisant.
   – Les volants d’inertie : Idem.
   – Le P2G, trop cher, qui nécessite trop de métaux précieux et dont le rendement ne pourra pas physiquement dépasser les 50%.

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5. Pour la France c’est bien Enedis (ex ERDF) qui confirme que plus de 40% d’énergies renouvelables intermittentes ne lui posent pas de problèmes spécifique et alors que le réseau n’a pas encore été rénové et mis à jour.

   Si le stockage est si lointain et si peu rentable ou efficient on peut se demander pourquoi tant d’entreprises et beaucoup de majors dans le monde (pour la France Total, Engie, Air Liquide etc) investissent autant le marché du stockage par des achats ou autres qui se sont clairement accélérés ces dernières années. Sans parler des évolutions notoires des programmes des pays sur ce sujet, en particulier aux Etats-Unis et en Chine qui accélèrent les soutiens en vue des prises de parts de marchés qui s’ouvrent dès à présent. De même pourquoi toutes les études sur le sujet font état de progressions très élevées des investissements depuis quelques années. Plus d’une centaine de technologies de stockage ont été recensées comme pouvant être retenues le sujet est donc vaste.

   Dans une récente étude disponible sur son site le MIT aux Etats-Unis déclare que « le stockage est rentable car il permet de capter une énergie gratuite supplémentaire » mais il mentionne que si le coût des énergies renouvelables baisse trop, mieux vaut alors plus d’énergies renouvelables que de stockage. C’est valable bien sûr aux Etats-Unis. Et je n’ai pas cité Stanford ou d’autres universités américaines encore plus axées sur les énergies renouvelables.

   Autrement dit le coût du stockage va devoir baisser plus vite même si la baisse est déjà conséquente, car il est concurrencé par le prix des renouvelables !

   En terme individuel le Zero Energy Homes (ZEH) va être la norme obligatoire au Japon dès 2020 où près de 1 million de nouvelles maisons sont construites chaque année. Je n’évoque pas l’Allemagne qui s’est déjà placée comme leader sur ce thème en Europe suivie par la Grande Bretagne et l’Italie ni d’autres formes de stockages comme le thermique et le thermochimique qui évoluent et sont intéressants également. Se sont-ils trompés aussi ? Pour des stockages courts de quelques 10 heures, le coût d’un volant d’inertie que vous évoquez baisse vite et devient ensuite dérisoire pour une durée de vie importante.

   A plus grande échelle on peut également se demander pourquoi des firmes comme Air Liquide implantent des unités Laes qui peuvent avoir plusieurs centaines de MW de capacité et peuvent en plus faire l’objet de séries. De même pourquoi Total, Gates etc investissent dans des entreprises comme LightSail Energy pour des capacités de stockage encore plus importantes dont les coûts sont faibles sans citer sur d’autres technologies Isentropic et bien d’autres. Les coûts du P2G baissent également et il y a beaucoup d’entreprises et pays sur ce thème signalant une rentabilité très proche pour les clients, les métaux précieux trouvent souvent des substituts, dans la gamme des batteries de flux plusieurs technologies à présent avancées permettent des coûts de plus en plus compétitifs et des stockage également de longue durée et importants.

   Espérons qu’Energeek évoquera plus en détail le sujet du stockage même s’il y a beaucoup de technologies différentes à aborder car il y a vraiment de quoi faire et çà change évidemment la donne pour une utilisation plus efficace de toute énergie.

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   • Tout ce que je constate, c’est que le stockage de l’électricité (qui est un problème vieux de plusieurs siècles) ne trouve aujourd’hui pas de solution à grande échelle autre que les STEP. Or en France leur potentiel est limité à de l’ordre de la dizaine de minutes de la conso moyenne, ce qui est bien insuffisant.

     Tous les industriels mènent bien naturellement des travaux de R&D (à commencer par EDF), investissent dans des démonstrateurs, mais je constate que cela ne mène pas à des déploiements à grande échelle, pour les raisons que j’ai cité dans mon précédent commentaire.

     Concernant les 40% d’ENR intermittentes dans le mix, je suis très surpris car il me semble avoir entendu Enedis dire au contraire qu’il n’était pas possible de faire plus de 40% avec les technologies actuelles, sachant qu’Enedis et RTE doivent déjà renforcer fortement leur réseau pour accueillir le peu de PV et d’éolien qu’il y a actuellement.

     Je constate que cette limite de 30-40% est aussi celle fournie par EDF Systèmes Insulaires pour les îles, et que l’Allemagne rencontre déjà d’énormes problèmes de transit d’énergie éolienne sur son réseau de transport alors qu’elle ne compte que pour 14% de son mix électrique.

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