Transition énergétique : les Pays-Bas envisagent l'option nucléaire

Transition énergétique : les Pays-Bas envisagent l’option nucléaire

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Pour améliorer sa stratégie énergétique, les Pays-Bas pensent au nucléaire. En effet, ce jeudi 6 décembre 2018, jour du secteur de l’énergie à la COP24, de nombreux experts soulignent l’intérêt de l’atome, notamment dans la lutte contre les dérèglements climatiques… 

Le nucléaire s’est invité dans le débat national sur la production d’énergie aux Pays-Bas. Début novembre, Klaas Dijkhoff, le chef de file du VVD (le parti politique majoritaire), a proposé de construire une nouvelle centrale. Aux yeux du responsable politique proche de Mark Rutte, le premier ministre des Pays-Bas, l’atome présente 2 principaux avantages : il améliore l’indépendance énergétique du pays, tout en réduisant ses émissions de gaz à effet de serre.

A l’heure actuelle, le nucléaire n’est présent que de manière anecdotique dans le mix électrique hollandais. Les Pays-Bas ne disposent en effet que d’une seule centrale nucléaire, à Borssele, construite par Siemens en 1973. Au départ, la centrale avait été construite dans un but industriel. Elle avait effectivement vocation à alimenter en électricité la fonderie d’aluminium de Pechinay. La production de la centrale était ainsi réservée en priorité à la fonderie.

D’après Dijkhoff, une seconde centrale nucléaire est aujourd’hui indispensable pour aider les Pays-Bas à avancer vers une production d’énergie éco-responsable. Il s’est exprimé à ce sujet : “Aucune chance d’être climatiquement neutre sans cela. Et en ce qui me concerne, je souhaite qu’on entame au plus vite sa construction.” Sa prise de position doit faire réfléchir nombre de ses voisins, des deux côtés du Rhin… Et si l’EPR redevenait l’Airbus de l’énergie tant de fois vantée ?

Les Pays-Bas : un pays antinucléaire en passe de changer

Jusqu’à présent, le pays n’a construit que deux centrales nucléaires. La centrale de Dodewaard, construite en 1969, a été la première à être mise en service. Mais sa durée de vie fut brève. En 1997, le gouvernement néerlandais a décidé de sa fermeture avec sept ans d’avance sur la date de fermeture initialement prévue. En revanche, l’exploitation de la seconde centrale, celle de Borssele, a finalement été prolongée jusqu’en 2033.

Contrairement aux Allemands, les électeurs néerlandais sont plutôt favorables au développement d’une production d’électricité nucléaire. D’après les résultats d’un sondage publié le 7 novembre 2018, 54% de la population est favorable au recours à l’énergie nucléaire. Inversement, seuls 35% des sondés se sont déclarés opposés au nucléaire. Interrogé par Arte le 5 décembre 2018, le chercheur Jan Leen Kloosterman regrette : “ce n’est pas du tout un problème d’enterrer les déchets nucléaires de façon sûre, mais voilà la question est encore traitée de façon trop émotionnelle par beaucoup de personnes“.

L’énergie nucléaire pour contrer la dépendance aux énergies fossiles

Si les Pays-Bas soutiennent depuis longtemps déjà le développement des énergies renouvelables, le pays est encore largement dépendant des énergies fossiles. A en croire le World Energy Outlook 2018 de l’Agence Internationale de l’Énergie (IEA), 83,9% de son électricité est issue d’une production à partir d’énergies fossiles (principalement gaz et charbon). Les énergies renouvelables ne pèsent que 15,6% de la production d’électricité, surtout aidées par les bonnes performances des parcs éoliens des Pays-Bas(12,9%, contre 2,6% pour le solaire).

Dans ce mix électrique, le nucléaire ne représente donc qu’une très faible part. Cependant, pour les pouvoirs publics néerlandais, le nucléaire reste l’option la plus fiable. Ainsi, la porte-parole d’Energeit, Dilan Yessilgöz-Zegerius, résume : “en France, grâce à l’énergie nucléaire, les émissions de gaz sales sont particulièrement basses. Et là bas, tout est très sûre ! En Allemagne, où certaines centrales ont fermées, d’autres choix ont été fait ; au point que certains s’interrogent désormais : la transition énergétique s’est-elle bien passée comme prévu ?” Actuellement, les Pays-Bas sont contraints d’importer beaucoup d’énergies fossiles. Selon Eurostat, le pays est d’ailleurs à l’origine de 5% des émissions du vieux continent, tandis que les émissions de GES des Pays-Bas ont encore augmenté de 2% entre 2016 et 2017.

Un problème rencontré par de nombreux pays, pourtant signataires de l’Accord de Paris. Ce jeudi 6 décembre 2018, la Pologne, pays hôte de la COP24, a présenté un rapport indiquant “la contribution du secteur de l’énergie polonais à la mise en œuvre de la politique mondiale du climat”. Avec ce document, on constate que le ministère de l’énergie polonais envisage aussi de se tourner vers l’atome pour respecter ses engagements internationaux. En effet, pour remplacer ses centrales à charbon, plusieurs centrales nucléaires pourraient être installées à l’horizon 2043.

Rédigé par : La Rédaction

La Rédaction
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COMMENTAIRES

  • Cà n’est qu’une proposition de Klaas Dijkhoff, président du groupe parlementaire VVD à la Chambre des représentants (VVD parti conservateur libéral qui dispose de 33 sièges sur 150)

    La probabilité que cela se décide pendant ce gouvernement semble encore faible selon les différents intervenants qui rappellent que “c’est un investissement énorme pour un pays de 17 millions d’habitants et qui prend beaucoup de temps”

    A noter que ce juriste, ex ministre de la Défense en 2017 a fait sa thèse en 2010 sur “Guerre, droit et technologie” (Dijkhoff, KHDM, Nimègue: Wolf Legal Publishers WLP)

    Trois partis à la Chambre des représentants néerlandaise soutiennent le projet du Parti populaire pour la liberté et la démocratie (VVD) de construire davantage de centrales nucléaires aux Pays-Bas. Les trois partis, qui forment la majorité à la Chambre des représentants : le Parti pour la liberté (PVV), l’Appel chrétien-démocrate (CDA) et le Forum pour la démocratie (FvD).

    Mais ils soulignent également les inconvénients, tels que les déchets nucléaires de plus de 100.000 ans en l’état, que la construction d’une telle centrale prend beaucoup de temps et que “c’est une source d’énergie coûteuse”.

    K. Dijkhoff souhaite savoir si une entreprise serait intéressée par la construction d’une centrale nucléaire et ce que le gouvernement doit faire pour soutenir le projet.

    Le Parti politique réformé (SPG) estime que le sujet doit être discuté. Le Parti socialiste (PS) attend des propositions sérieuses et certains partis politiques s’opposent catégoriquement : les démocrates (D66) et les Verts (GroenLinks), estimant que les déchets nucléaires sont inévitables et ils qualifient ces centrales “de charges pour les générations futures”. Le Parti travailliste (PvdA) est également contre, estimant “que l’énergie éolienne et solaire est peut-être encore chère, mais au moins durable”.

    Le président de D66, M. Jetten, est convaincu qu’il existe des choix plus judicieux que l’énergie nucléaire. Le président de GroenLinks, M. Klaver, déclare que les déchets nucléaires pourraient être utilisés à des fins terroristes et le président du PvdA, M. Asscher, affirme qu’aucune entreprise énergétique ne souhaite investir aux Pays-Bas pour le moment.

    2 des partis de la coalition – D66 et ChristenUnie – n’ont pas soutenu la proposition.

    “J’examinerai toutes les propositions sérieusement, car les dogmes n’aideront pas le climat. Mais je suis vraiment convaincu qu’il y a des choix beaucoup plus intelligents que l’énergie nucléaire “, a déclaré Rob Jetten, chef du D66.

    “Une discussion intéressante, mais nous sommes extrêmement sceptiques “, a déclaré Gert-Jan Segers, dirigeant de ChristenUnie. Il l’a qualifié “d’investissement énorme” et le temps qu’il faudra pour qu’il y parvienne présente un inconvénient majeur. “Ce n’est pas rentable. Et n’oubliez pas les déchets.” Il préfère investir “dans l’énergie durable et propre”.

    La question est donc de savoir si les partis politiques peuvent ou non parvenir à un accord sur l’énergie nucléaire et rendre la construction de centrales plus attrayante pour les entreprises énergétiques.

    “Ca nécessiterait de passer par des subventions. Sinon sans l’aide du gouvernement la construction de centrales nucléaires ne pourra aboutir” souligne l’Agence néerlandaise d’évaluation environnementale (PBL)

    Les Pays-Bas exploitent une centrale nucléaire à Borssele (Sud-ouest du pays). Ils ont également un autre réacteur en arrêt définitif, une usine d’enrichissement de combustible, une installation (très temporaire et risquée) de stockage de déchets radioactifs et 2 réacteurs de recherche en exploitation, dont l’un produit 30 % des isotopes médicaux dans le monde.

    Au cours des dernières années, les entreprises du secteur de l’énergie ont eu la possibilité de demander un permis de construire une centrale nucléaire, mais jusqu’à présent personne n’a semblé intéressé.

    L’entreprise énergétique allemande RWE – qui participe à la seule centrale nucléaire des Pays-Bas à Borssele – a confirmé qu’elle ne demanderait pas une telle autorisation. “Les risques sont trop grands” selon elle. “L’investissement est de 6 à 10 milliards d’euros”.

    Et les perspectives des prix de l’électricité aux Pays-Bas (qui est plutôt en excédents) sont incertaines.

    RWE ajoute qu’elle ne sait pas “comment se développera le soutien social”.

    Le groupe Essent (NL/Innogy) n’est pas intéressé non plus.

    Vattenfall (propriétaire de Nuon) a également montré peu d’intérêt.

    La seule centrale nucléaire en activité (EPZ à Borssele, 3% de la production d’électricité) fonctionne à perte depuis 2 ans en raison des faibles prix de l’énergie.

    En conséquence les actionnaires (la province de Zélande et ses communes) veulent vendre la centrale électrique.

    La centrale nucléaire EPZ reçoit un prix garanti pour son électricité de sa propre société mère PZEM : 4,3 centimes par kWh. L’an dernier, la Cour d’appel d’Amsterdam a estimé que ce prix était supérieur de 36 % au prix du marché. Cela signifie que PZEM la soutient à “bouts de bras”. Elle est maintenue en vie, mais aux dépens de la société mère PZEM. A voir si la capacité de PZEM se poursuivra jusqu’en 2033, année de sa fermeture.

    “Par MW d’électricité, une centrale au gaz nécessite un investissement de 1 million d’euros, une centrale au charbon de 3 millions d’euros, une centrale nucléaire de 5 millions d’euros” selon Machiel Mulder, professeur des marchés énergétiques à Groningen. “Cet investissement extrêmement élevé ne peut être rentabilisé que si la centrale peut fonctionner pendant de nombreuses heures, de préférence en continu. De plus, contrairement à une centrale au gaz ou au charbon, il n’y a pas de gradateur pratique dessus. Ainsi, même s’il n’y a pratiquement pas de demande d’électricité, les centrales nucléaires continuent à produire. Même si le prix de l’électricité est négatif, car l’extinction coûte encore plus cher ” selon lui. “La rigidité des centrales nucléaires est déjà un problème majeur qui ne fera qu’empirer à l’avenir.”

    “De plus, qu’une telle centrale soit en mesure de fonctionner pendant de nombreuses heures n’est pas à envisager aux Pays-Bas dans un avenir proche” selon Robert Koelemeijer de PBL (Agence de l’Environnement des Pays-Bas)

    Hinkley Point C (3,2 GW soit presque 6 fois plus grand que Borssele) a été réalisée parce que le constructeur a reçu une garantie de prix d’au moins 35 ans avec désormais plus de 92,50 livres MWh (plus de 10 centimes d’euro par kWh, soit environ 3 fois plus que le prix du marché néerlandais !

    Le National Audit Office (NAO), la Cour des comptes britannique, a calculé que les consommateurs d’électricité britanniques investiront plus de 50 milliards de livres sterling (57 milliards d’euros) dans ce projet.

    Flamanville coûtera plus de 3 fois plus cher que prévu (sans parler évidemment d’Olkiluoto en Finlande)

    Le VVD et la CDA ont récemment demandé une étude de faisabilité pour de nouvelles centrales nucléaires aux Pays-Bas.

    Selon le GIEC le nucléaire génère actuellement 2 % de l’approvisionnement énergétique mondial. Dans son scénario minima cette contribution tombe à 0,43 % et dans le scénario maxima 13,6 %. Mais en moyenne les 85 scénarios du GIEC aboutissent seulement à un doublement par rapport à aujourd’hui soit 4,22% pour le nucléaire en énergies primaires à horizon 2050.

    Cette année, l’Agence néerlandaise d’évaluation environnementale a examiné comment atteindre les objectifs de réduction des émissions de CO2 pour 2030 (49 % d’émissions en moins).

    Une centrale nucléaire supplémentaire ne pourra pas, selon elle, contribuer à la réalisation de ces objectifs. La construction d’une centrale électrique prend rapidement dix ans. “Si vous n’avez pas de plans prêts maintenant, il est trop tard “, souligne Robert Koelemeijer, auteur principal du rapport du Bureau de planification.

    Pour la période postérieure à 2030, l’énergie nucléaire est une option mais même dans ce cas, il n’y a pas besoin d’énergie nucléaire supplémentaire aux Pays-Bas. Avec le solaire, l’éolien, la biomasse, l’hydrogène et le CSC, il y a suffisamment d’options pour réduire davantage les émissions” précise-t-il.

    Les investissements de l’État néerlandais vont désormais principalement à l’énergie éolienne et, dans une moindre mesure, à l’énergie solaire. Les Pays-Bas ont même une surcapacité parce qu’il y a aussi des centrales au charbon et au gaz. Il n’y a donc pas de demande de production d’électricité supplémentaire. Par conséquent, “la construction d’une centrale nucléaire n’est désormais possible qu’avec des subventions gouvernementales”, indique M. Koelemeijer qui ajoute “qu’une telle subvention ne peut se faire qu’au détriment de l’énergie solaire et éolienne ou des dépenses dans d’autres secteurs tels que les soins ou l’éducation. Le gouvernement ne peut dépenser chaque euro qu’une seule fois “.

    La collecte des déchets nucléaires aux Pays-Bas est temporaire. Les Pays-Bas stockent leurs déchets nucléaires en surface près de la centrale nucléaire. Ce bâtiment ne dure que cent ans.

    Kloosterman qui défend l’option nucléaire confirme cette observation : “Nous avons maintenant si peu de déchets radioactifs qu’il serait vraiment stupide de construire une installation de stockage souterrain permanent maintenant “.

    Au lieu de cela, les Pays-Bas ont décidé de collecter d’abord le matériel et de ne le mettre sous terre que dans 150 ans environ.

    Dans l’état actuel du marché énergétique, la construction d’une nouvelle centrale nucléaire n’est pas nécessaire selon l’Agence de l’Environnement des Pays-bas.

    Le nucléaire représente actuellement seulement 3% de la consommation. Il pourrait tripler à 9%.

    Pour autant en seulement 8 ans les parcs éoliens offshore peuvent fournir l’électricité pour 5 millions de foyers.

    Les sites de construction envisagés sont Eemshaven à Groningen, le deuxième Maasvlakte près du port de Rotterdam ou à proximité de l’actuelle centrale nucléaire de Borssele en Zélande.

    Toutefois 60% des Pays-Bas sont inondables et 26% du territoire est sous le niveau de la mer.

    https://fr.euronews.com/2017/07/28/les-pays-bas-toujours-plus-menaces-par-la-montee-des-eaux

    Ils ne disposent d’aucun site de stockage fiable pour les déchets de plus de 100.000 ans de durée vie.

    En outre les combustibles fossiles représentent encore plus de 90 % des approvisionnements totaux en énergies primaires, la 5e plus forte proportion parmi les 34 pays membres de l’OCDE donc la part électrique nucléaire serait d’autant plus relative alors que les renouvelables couvrent un ensemble énergétique beaucoup plus large dont la chaleur/thermique, les différentes sources de biométhane etc

    Pour mémoire le nucléaire n’incite pas à l’efficacité énergétique. Exemple : malgré le climat favorable, la consommation d’électricité par habitant en France est plus élevée que dans la plupart des autres pays de l’UE.

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  • Plus rentable pour les pays concernés, plus rapide et plus sûr :

    Dogger Bank, à 125 km de la côte Est du Yorkshire, a été identifié comme un site potentiellement venteux et peu profond.

    D’une capacité de plus de 30 GW il enverrait l’électricité vers le Royaume-Uni, les Pays-Bas, la Belgique, l’Allemagne, le Danemark et plus.

    TenneT, l’opérateur de réseau néerlandais et bailleur de fonds du projet a partagé les conclusions d’une étude selon laquelle son plan pourrait coûter des milliards d’euros de moins que les parcs éoliens classiques et les câbles électriques internationaux.

    Il serait prêt dès 2027.

    L’idée de l’île permettra des économies d’échelle, des vitesses de vent et facteurs de charge très élevés et des câbles relativement courts et abordables pour transporter l’énergie en courant continu pour éviter les pertes de charges.

    Ce hub donnera aux parcs éoliens la souplesse nécessaire pour approvisionner n’importe quel marché du pays qui paie le plus cher l’électricité à un moment donné, ce qui signifie que l’électricité aura presque toujours un usage.

    Pour accueillir tout l’équipement, l’île occuperait environ 5-6 km2, soit environ un cinquième de la superficie de l’île Hayling dans la Manche. “Aux Pays-Bas, quand nous voyons un morceau d’eau, nous voulons construire des îles ou des terres, nous faisons çà depuis des siècles, ce n’est pas un défi important” précise l’opérateur néerlandais.

    https://www.youtube.com/embed/lBnWEK9IUn4

    .

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  • Et alors que le nucléaire aux Pays-Bas aurait besoin de subventions, l’éolien offshore dans un secteur proche lui s’en passe depuis quelques temps déjà !

    Les prix ont baissé de 75% dans l’éolien offshore depuis 2014.

    Le gouvernement allemand évaluera comment porter la capacité offshore à 20 GW d’ici 2030, contre 15 GW prévus, selon les détails d’une loi sur l’énergie de 162 pages adoptée par le Parlement vendredi 07 décembre 2018.

    Il faut davantage d’énergie éolienne offshore pour atteindre l’objectif allemand de 65 % de production d’électricité renouvelable d’ici 2030. Cette part est d’environ 38 % aujourd’hui.

    Le groupe industriel BWO, qui représente les développeurs offshore dont Siemens Gamesa Renewable Energy SA, Orsted A/S et Iberdrola SA sont impliqués.

    Des parcs éoliens offshore sont construits en un temps record en mer du Nord allemande et en mer Baltique et les promoteurs ont remporté à deux reprises des enchères sans subventions, ce qui souligne sa compétitivité croissante. À la fin de l’année dernière, le pays disposait de 5,3 GW d’électricité offshore.

    https://www.cleanenergywire.org/news/offshore-wind-operators-want-legal-basis-raised-capacity-target

    .

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  • @ Monseigneur Energie+
    L’éolien off shore a baissé de 75 % depuis 2014. Ah bon ! Quels sont les contrats (pour quels champs d’éoliennes en 2014 qui précisaient un prix du MWh et quel sont les contrats en 2018 qui précisent un prix du MWh de 75 % inférieur)
    Dans quel pays (la France n’est pas concernée à l’heure actuelle)
    Dans quelle configuration technique (Off shore proche (< 1 km du poste HTB) ou plus lointain ?
    Quelles sont les conditions de soutien aux énergies renouvelables dans le pays concerné ?
    S'agit-il d'un contrat particulier ou de la moyenne des contrats de 2014 par rapport à la moyenne des contrats de 2018 ?

    Nul doute que votre omniscience va répondre à ces question basiques (calculs de coin de table n'est-ce pas) et à ce moment là vous serez peut-être crédible.

    Au fait j'ai besoin d'un assistant pour des problèmes de tarage de clapets anti-retour sur des pompes de lubrification de turbine d'aspersion de circuit primaire. Vous qui savez tout, ne pouvez vous m'aider ?

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  • @ Malpensant73 :

    Les prix que j’ai cité sont comme toujours ceux officiels ainsi que les modes de calcul. Vous pouvez les retrouver partout sur différentes sources.

    Historique des prix de l’éolien offshore mondial (ici source Bnef)

    https://assets.bwbx.io/images/users/iqjWHBFdfxIU/irqKdBx9k9fg/v1/-1x-1.png

    (j’avais pris Berkeley Lab qui avait fait une étude très complète sur le sujet reprise par le Nrel que j’avais cité mais çà ne change rien)

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  • @ Dan : sinon peut-être pour vous, les ADS (Accelerator driven system) ne sont pas nouveaux (Cern 93, Myrrha 98) et de nombreux pays y travaillent depuis des décennies (voir Muse, Guinevere, Efit-Areva, Atalante/Cea pour la France). De même que Sck-Cen est connu du secteur solaire et éolien puisqu’il est l’un des principaux intervenants dans le silicium dopé utilisé dans ces secteurs tout comme dans les véhicules électriques et hybrides, les tgv, l’électronique etc

    Regardez mieux à quoi sert Myrrha :

    https://sckcen.be/fr/Technology_future/MYRRHA

    La situation : il y a notamment urgence climatique et en pratique moins de 15 ans pour obtenir des résultats.

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  • Plus généralement sur les ADS :

    “Les applications commerciales de la séparation et de la transmutation (P & T), attrayantes pour les actinides, sont encore lointaines, car une séparation fiable est nécessaire pour garantir que les isotopes stables ne soient pas transmutés en isotopes radioactifs. De nouvelles méthodes de retraitement seraient nécessaires, notamment des méthodes électro-métallurgiques (traitement par pyrolyse). Le coût et la technologie de la partition ainsi que la nécessité de développer les accélérateurs de haute intensité semblent exclure une utilisation précoce. Une étude de l’AEN (Agence de l’énergie nucléaire) a montré que le recyclage multiple du combustible serait nécessaire pour réduire de manière radicale la radiotoxicité ( par exemple, 100 fois plus) et que le potentiel d’un système de transmutation ne pourrait être pleinement exploité que s’il était utilisé pendant au moins 100 ans.”

    Plus d’infos ADS :

    http://www.world-nuclear.org/information-library/current-and-future-generation/accelerator-driven-nuclear-energy.aspx

    .

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  • Pour la France, malgré tous nos handicaps, retards, anti-éoliens etc, les modélisations informatiques donnent l’avantage aux renouvelables !

    (pour mémoire les modélisations du Cea aboutissaient aux mêmes conclusions depuis quelques temps déjà)

    L’Ademe a dévoilé le 10 décembre une analyse de l’évolution possible du mix électrique français d’ici 2060.

    Elle a fait étudier 7 scénarios de transition du mix électrique jusqu’à 2060. “Le parti pris dans cet exercice est de rester strictement sur une logique d’optimisation économique : il s’agit d’évaluer les trajectoires qui coûteront le moins cher pour la collectivité”, explique Arnaud Leroy, son président.

    L’étude est basée sur un outil informatique développé par la société Artelys qui évalue la composition du mix optimal pour minimiser les coûts de production du système électrique tout en respectant l’équilibre offre-demande.

    Plusieurs variables ont été prises en compte comme le niveau de la demande électrique, le coût des technologies ou encore la plus ou moins bonne acceptabilité des EnR.

    Un coût de 39 milliards pour la Nation

    Il ressort de l’étude que “le développement d’une filière EPR ne serait pas compétitif pour le système électrique français d’un point de vue économique”.

    La construction d’un seul réacteur supplémentaire de nouvelle génération en 2030 nécessiterait 4 à 6 milliards d’euros (Md€) de soutien public en raison de ses coûts trop élevés. “Nous avons malgré cela développé un scénario « EPR en série »”, explique David Marchal, directeur adjoint Productions et énergies durables à l’Ademe. Dans cette hypothèse (24 GW en 2060), l’étude chiffre à 39 Md€ le coût minimal pour la Nation, malgré la prise en compte des économies d’échelle permises par le développement des EPR en série (70 €/Mwh).

    En revanche, l’étude estime économiquement et climatiquement efficient le prolongement d’une partie du parc nucléaire historique, en conformité avec l’objectif de 50 % du mix électrique entre 2030 et 2035. “Pour les scénarios étudiés, une fermeture de 30 % des réacteurs à l’âge de 40 ans, puis à nouveau de 30 % des réacteurs restants à 50 ans est possible avec un coût nul pour la France sur la période 2030-2044”, indique l’Ademe.

    “La fermeture systématique des centrales nucléaires à 50 ans génère des coûts supplémentaires lorsque la capacité nucléaire totale passe en deçà de 30 GW”, indique toutefois l’étude. Par contre, une prolongation trop longue du nucléaire historique “déséquilibrerait la rentabilité de tous les moyens de production” en maintenant les prix de marché de gros de l’électricité à un faible niveau. Ce qui décalerait le seuil de rentabilité des EnR en 2045 mais diminuerait aussi la marge des producteurs nucléaires de 3,6 Md€ sur la période 2030-2044.

    Plus de 95 % d’EnR en 2060

    Cette transition vers la fin du nucléaire s’explique par la forte montée en puissance des renouvelables, même si elles n’atteindraient pas 100 % du mix électrique en 2050. Des EnR qui se développeraient sans système de soutien à partir de 2030 pour le photovoltaïque et de 2035 pour l’éolien terrestre dans la plupart des scénarios étudiés.

    Pour des niveaux de demande d’électricité compris entre 430 et 600 TWh, l’optimisation économique de l’évolution du système électrique conduit à “une part d’EnR de 85 % en moyenne en 2050 et de plus de 95 % en 2060 dans l’ensemble des cas, hormis ceux avec déploiement volontariste d’EPR”, indique l’Ademe. De plus, ajoute David Marchal, “réduire la demande d’électricité, grâce à l’efficacité énergétique notamment, induirait une diminution des coûts totaux du système de 7 % et des émissions de CO2 de 22 % en 2060 tout en permettant une augmentation des exportations”.

    Cette optimisation économique de la production devrait conduire à une baisse du coût total de l’électricité à 90 €/MWh, contre 100 €/MWh aujourd’hui.

    Et ce, malgré les coûts d’intégration des EnR ou les coûts de stockage, et en prenant en compte l’équilibre horaire entre l’offre et la demande.

    https://www.actu-environnement.com/ae/news/mix-electrique-2060-etude-Ademe-EPR-nucleaire-EnR-32559.php4

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  • Mon commentaire ci-dessus du 11 décembre concernait l’Allemagne et pourraient concerner, à l’avenir, notre pays.
    Et je constate que monsieur Energie+ est amateur de science-fiction. Combien d’instituts célèbres se sont fourvoyés en matière de prospective ! De grandes incertitudes pèsent en permanence sur la disponibilité et le coût des ressources naturelles et minières, ainsi que l’évolution de la consommation et des habitudes en matière de consommation d’énergie électrique.

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