PPE : le gouvernement confirme la fermeture de 14 réacteurs nucléaires pour 2035

PPE : le gouvernement confirme la fermeture de 14 réacteurs nucléaires pour 2035

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Une nouvelle version de la PPE a été dévoilée, ce mardi 21 janvier 2020, par le gouvernement, en vue de l’ouverture de la consultation publique. Le texte précise les modalités de réduction du nucléaire à 50% de le production électrique française en 2035, via la fermeture de 14 réacteurs nucléaires, dans huit centrales (dont Fessenheim). Il confirme également la montée en puissance de l’éolien en mer.

Vers une fermeture de 12 réacteurs nucléaires de 900 MW, les plus anciens du parc français

Ce mardi 21 janvier 2020, le Ministère de la Transition Ecologique et Solidaire a officiellement donné le coup d’envoi de la consultation publique sur la nouvelle Programmation Pluriannnuelle de l’Energie (PPE), qui s’achèvera le 19 février 2020.

A cette occasion, le gouvernement a dévoilé la version quasi-définitive de cette PPE. Elle précise notamment les modalités de réduction du nucléaire à 50% de la production électrique française en 2035 (contre 72% en 2019). Pour ce faire, le gouvernement va fermer entre 12 et 14 réacteurs nucléaires, sur les 58 actuellement en activité (dans 19 centrales).

Outre les deux réacteurs de Fessenheim (Haut-Rhin), dont le calendrier de fermeture est déjà connu, « EDF a proposé au gouvernement d’étudier la mise à l’arrêt de paires de réacteurs sur les sites de Blayais (Gironde), Bugey (Ain), Chinon (Indre-et-Loire), Cruas (Ardèche), Dampierre (Loiret), Gravelines (Nord) et Tricastin (Drôme) ».

Il s’agit sans surprise des réacteurs de 900 MW, les plus anciens du parc français, tous situés dans des centrales de quatre réacteurs et plus : “sont privilégiés des arrêts de réacteurs ne conduisant à l’arrêt d’aucun site”, détaille le texte de synthèse de la PPE. Qui plus est, EDF prévoyant d’amortir ces réacteurs sur 50 ans, ces fermetures ne donneront lieu à aucune indemnisation.

« Un scénario cohérent au plan industriel, avantageux au plan économique »

Ce choix permet selon le même document “d’avoir un scénario cohérent au plan industriel, avantageux au plan économique tant que des débouchés existent et qu’il n’y a pas de surcapacité conduisant à des baisses de prix de marché importantes, et qui permet de faire bénéficier le mix électrique français et européen d’une production d’électricité en base décarbonée”.

Le calendrier a également été précisé : deux réacteurs pourraient être fermés dès 2025-2026, puis deux autres en 2027 et 2028. Ces fermetures anticipées “seront confirmées trois ans avant leur mise en œuvre sur la base des données disponibles à ce moment”. Pour l’heure, la priorité est d’achever la fermeture des quatre centrales à charbon de l’Hexagone, via des pactes de transition écologique et industrielle.

Le document a par ailleurs confirmé que les requêtes des filières biogaz et éolien en mer avait été entendue. Ce lundi 20 janvier, la ministre de la Transition Ecologique, Elisabeth Borne, a précisé que le gouvernement allait “dédier 1,8 milliard d’euros supplémentaires au biogaz et augmenter de près de 40% les capacités d’éolien en mer”. La nouvelle PPE fixe ainsi des objectifs entre 5,2 et 6,8 GW d’éolien en mer installé pour 2028 (contre entre 4,7 et 5,2 dans le précédent texte).

Rédigé par : La Rédaction

La Rédaction
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COMMENTAIRES

  • Tout ceci n’est pas sérieux ni réaliste !
    Imaginons que nous soyons en 2035 avec 14 réacteurs en moins c.a.d. 13 000 MW de nucléaire en moins de disponible et si peu d’éolien et de solaire ( avec un parc éolien multiplié par 2). Comment assurer une stabilité du réseau ? Mix actuel : https://www.rte-france.com/fr/eco2mix/eco2mix-mix-energetique Moins de 0,8 GW d’éolien produit (pour 16 GW installés) et très peu de solaire.

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  • A dan :
    Il est à craindre qu’ils construiront, hélas, d ‘ici 2035, une douzaine de gigawatts de centrales CCG (alimenté majoritairement par du gaz fossile et importé)pour assurer une stabilité du réseau,ce qui implique que notre électricité sera nettement plus carbonée qu’aujourd’hui, au mépris de nos engagements sur nos émissions futures de CO2 .
    Un principe similaire s’appliquera à l’Allemagne en 2038 qui aura supprimé à la fois son nucléaire en 2022 et son charbon et lignite en 2038 ; au profit, majoritairement, du gaz fossile et importé, de Russie et d’ailleurs . Le biogaz même en Allemagne (qui en a déjà plus que nous et en aura toujours plus que nous à l’avenir)restera minoritaire devant le gaz fossile.

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  • On peut aussi supposer que cette annonce soit contredite ou décalée d’ici quelques années, comme l’a été le 50% du nucléaire en 2025.

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  • Il y a beaucoup de sources d’énergies renouvelables encore inexploitées puisqu’il fallait faire vivre le secteur nucléaire “centralisé” et les intérêts d’une minorité bénéficiant de factures allégées, prête à couper le réseau et des dizaines de milliers de consommateurs pour défendre plusieurs privilèges que d’autres secteurs de l’énergie n’ont pourtant pas.

    Parmi de nombreux exemples :

    Power to heat :

    – Gisement de chaleur fatale industrielle actuellement disponible à plus de 100°C, dont 2,27 TWhth/an récupérable à haute température (entre 200 et 350°C) pour produire de la vapeur

    51 TWhth/an

    – Gazéification hydrothermale (égoûts/canalisations) rendement de 60 à + de 70% selon catalyseurs etc avec récupération phosphore, phosphate etc importés donc coûteux :

    138 TWh : potentiel par an à moins de 50 euros le MWh soit plus d’1/3 des importations de gaz en plus d’une eau bien plus propre que celle actuellement rejetée dans les rivières et sans les déchets parfois à risques épandus ou mis en décharges.

    – Réseaux de chaleur 4 et 5e Génération : on n’a que 5% de bâtiments connectés, on pourrait passer assez rapidement à plus de 50% des bâtiments avec une part de solaire haute et moyenne température (CSP, tubes, plan etc) qui peut être supérieure à 50% avec toutes les formes de stockage disponibles (forages, réservoirs, aquifères, moléculaire etc)

    La production totale de chaleur livrée par les 781 réseaux de chaleur en France a atteint 25,4 TWh en 2018 soit seulement environ 3,3% de la consommation française de chaleur

    254 TWh serait l’énergie produite en passant à 50% de bâtiments connectés, soit pourtant moins que bien d’autres pays (Scandinavie etc). Les Cop (coef. de performance) sont en moyenne de 4 à 7 et vont encore bien au delà avec le solaire thermique qui à lui seul peut avoir des Cop de 80. Donc bien mieux que le système de pompes à chaleur (moins de 3 en moyenne en pratique) ou de “radiateurs grille-pains pilotables” et sans surchauffer les rues l’été lors de la climatisation. Le tarif des réseaux de chaleur est au plus bas entre 20 et 30 euros le MWh au Nord de l’Europe. En France on est au dessus mais on a d’importantes marges de baisses avec une politique et programmation adéquate alors qu’actuellement c’est un peu l’anarchie avec des communes qui ne connaissent pas bien ces technologies ni les aides européennes etc. De plus beaucoup d’immeubles en France comme en Europe ont un chauffage central approprié et sinon les transformer n’est pas un problème majeur ni très coûteux et la durabilité est très supérieure aux pompes à chaleur, qui de plus sont majoritairement importées et encore très émissives.

    – Pyrogazéification :

    180 TWh/an : production de méthane à partir de matières organiques, bois sans valeur ou à risques d’incendie l’été, ou déchets conditionnés, soit 40% de la production.

    140 TWh power-to-gaz (production de méthane par électrolyse de l’eau), soit 30% de la production

    – Biogaz

    140 TWh et environ 40% de potentiel en plus avec l’électro-méthanogénèse (conversion du C02 autrement perdu de la filière biogaz en méthane)

    – immeubles à énergie positive (on en fait encore peu en rénovation comme en neuf en France, pourtant ils permettent en pratique des charges durablement ridiculement faibles pour des personnes cherchant à se loger dans des villes plutôt que de migrer à des heures de leur travail etc avec les phénomènes d’embouteillages et contraintes coûteux et de gilets jaunes que l’on connaît.

    Et on peut encore continuer la liste avec toute une série de technologies individuelles, locales, régionales etc. qui s’appliquent à l’énergie, aux bâtiments, transports, mobilité etc.

    Mais c’est tellement mieux de raisonner comme des paresseux avec 1/2 siècle de retard !

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  • Cas par exemple des réseaux de chaleur et à destination des communes et qui peuvent utiliser toutes les sources de chaleur et froid dont solaire thermique avec des coefficients de performances très supérieurs aux pompes à chaleur individuelles, pour des durées d’usage bien plus longue (Parisienne de chauffage urbain a plus de 90 ans) et très majoritairement à meilleur coût :

    Guide du financement de la 4GDHC et 5 GDHC (réseaux de chaleur) présente quelques instruments de financement utilisés pour développer des projets de quartier et de refroidissement. Il donne également un aperçu des différentes sources de financement (fonds européens, fonds nationaux disponibles dans les 5 pays du projet HeatNet) et des études de cas des villes pilotes.

    Il est téléchargeable à l’attention des communes dans le lien ci-dessous.

    Les projets de chauffage et de refroidissement urbains sont vastes et complexes, et les revenus provenant de la vente d’énergie sont essentiels à leur viabilité et au retour sur investissement. Le projet de confiance des investisseurs (Investor Confidence Project, ICP) a été mis en place pour accroître les investissements dans l’efficacité énergétique des bâtiments en fournissant des outils standardisés pour le développement de projets. Ces outils ont pour double fonction de réduire les risques liés aux projets en améliorant la qualité et la fiabilité des estimations de revenus et de réduire les coûts de transaction pour les gestionnaires en suivant un format standard, ou “protocole”. Certains partenaires de HeatNet NWE ont participé à l’élaboration de ce protocole :

    https://www.nweurope.eu/projects/project-search/heatnet-transition-strategies-for-delivering-low-carbon-district-heat/library/guide-to-financing-4dhc-and-protocol-for-icp/

    .

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  • Stockage inter-saisonnier solaire couverture à plus de 100% à Turku en Finlande

    Le bilan est évidemment bien meilleur avec le solaire et stockage y compris au plan économique qu’avec seulement des pompes à chaleur et pourtant à Turku les hiver sont à moins 10°C en moyenne et les été autour de 17°C en moyenne.

    Cà marcherait d’autant mieux en France compte tenu du climat nettement plus favorable.

    Le parking souterrain de 30 000 m2 avec bâtiments et commerces alentours produit au moins la quantité d’énergie qu’il consomme. Cette construction qui dure très longtemps est réalisée dans le centre de la deuxième plus grande zone métropolitaine de Finlande.

    Etudes : bureau de consultants en efficacité énergétique de Finlande, nollaE Oy

    “L’optimisation de l’efficacité énergétique dans de tels projets est une partie importante de l’ingénierie pour assurer la plus faible consommation d’énergie possible tout au long du cycle de vie du bâtiment. Nous avons conçu techniquement et économiquement la meilleure solution énergétique possible”, déclare Nikolas Salomaa, directeur général de nollaE Oy.

    La solution conçue par nollaE permettra de réduire les émissions de dioxyde de carbone d’environ 950 tonnes par an. La conception innovante combine l’énergie solaire, l’énergie géothermique et le stockage thermique souterrain. Les résultats des études de sol et des mesures de la conductivité thermique sont très positifs pour le projet.

    L’énergie solaire thermique, qui chauffe la surface de la place du marché, est collectée par des tuyaux sous le pavage. La chaleur accumulée est stockée dans un sol argileux à 50 m de profondeur sous la place du marché. Pendant l’été, la quantité d’énergie thermique à charger dans le stockage thermique est de 11,2 GWh, et la puissance thermique de pointe de la solution énergétique est de 6,6 MW.

    L’énergie thermique requise par le système de fonte de la neige de la place du marché est également assurée par le même système. L’énergie thermique stockée pendant l’été sert à chauffer le parking souterrain et à faire fondre la place du marché située au-dessus en hiver.

    https://www.youtube.com/embed/EtJ9sFUG1kg

    .

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