Par quels outils remplacer la production des ouvrages électronucléaires ?

 Curieusement, ce point crucial n’a pas été abordé dans la journée d’introduction de la Conférence Environnementale. 

Quelles sont les solutions pour remplacer d’ici 2025, 100 TWh provenant du nucléaire, pour une production de 660 TWh en 2025 TWh ? 

Pour cela, il faut tout d’abord : 

1. décompter les mises à l’arrêt définitives des centrales thermiques classiques obsolètes sur le plan environnemental, ce qui correspond à une production d’électricité annuelle de l’ordre de 25 TWh. 
2. ajouter les mises en services prévisionnelles : 

• de centrales à cycle combiné au gaz (CCGT) pour environ 8 TWh par an. 
• du photovoltaïque avec 5 TWh par an. 
• de l’éolien off-shore de l’ordre de 6 TWh par an, 
• du réacteur de 3ème génération, EPR pour 12 TWh par an en 2016. 

Au total, les ajouts prévus représentent 31 TWh(dont 11 TWh aléatoires et intermittents) contre 25 TWh perdus dans la production thermique classique. Ceci compense à peine l’énergie perdue et est bien loin de compenser la puissance indispensableà RTE pour assurer la sûreté du système électrique. 

L’arrêt de Fessenheim, fin 2016, dont la capacité moyenne de production annuelle est de 12 TWh, poserait un grave problème de disponibilité d’énergie. 

Quels sont les chantiers à lancer dans la programmation pluri-annuelle des investissements si l’on ne veut pas que la France connaisse des défauts de fourniture importants en matière d’électricité. 

Au-delà de la production d’électricité, fatale et aléatoire, apportée par les renouvelables intermittentes (éoliennes à terre et en mer ainsi que le photovoltaïque), il n’y a que quatre solutions sûres pour satisfaire l’équilibre production-consommation : 

1. Les centrales à cycle combiné à gaz (CCGT). 

Elles présentent des avantages : 

• Elles ont un fonctionnement souple adapté aux besoins de compensation des intermittences des aléas de l’éolien et du photovoltaïque. Elles sont donc indispensables. 
• Elles sont relativement rapides à construire ; avec des délais de l’ordre de 4 ans entre la décision et la mise en service. 
• Elles sont relativement peu capitalistiques, en terme de premier investissement. 

Mais elles présentent aussi des inconvénients : 

• leur coût marginal de production est élevé (coût du combustible importé et taxe sur le CO2), leur coût global de production est dès à présent supérieur de plus de 50 % à celui de l’EPR à puissance identique. 
• leur combustible primaire, le méthane, est aujourd’hui totalement importé ce qui accroît la dépendance électrique et donc énergétique du pays, 
• les émissions de CO2 sont de 0,5 kg/kWh, soit 0,5 tonne/MWh. Ceci poserait le double problème du coût du CO2 et du respect des engagements de la France en matière d’émissions de gaz à effet de serre. 
• une grande sensibilité du coût de production au prix du gaz et au coût du CO2, postes impossibles à maîtriser. Il est clair que, quelle que soit l’abondance relative du gaz, la demande en augmentation rapide en Europe influencera le prix à la hausse. 

2. Les turbines à combustion 

Ce sont des machines à réserver pour assurer l’équilibre du système électrique. Leur coût de production est élevé et les émissions de gaz carbonique sont de l’ordre d’une tonne par MWh. En revanche, elles sont télécommandées par le gestionnaire du réseau et très rapides en matière de prise de charge. Elles sont donc réservées au passage des pointes de consommation. 

3. Les centrales à charbon 

Ces centrales ne sont pas à exclure du bouquet d’ouvrages de production dont la France pourrait avoir besoin. 

Leur avantage est que le charbon est abondant, assez bien réparti sur la surface terrestre et que ses prix sont plus stables que ceux du pétrole et du gaz. Il n’y a pas à craindre de fortes tensions sur la disponibilité de cette ressource. 

Mais elles ont par contre beaucoup d’inconvénients : 

• la France n’a pratiquement pas de charbon indigène : il faut l’importer, d’où un impact, comme pour le gaz et le pétrole, sur la balance des paiements. 
• Le charbon est un minerai pondéreux difficile à transporter sur de longues distances or il en faut de très grandes quantités. Les transports terrestres sont limités aux petites ou moyennes installations ; à la fois pour des raisons de coût et de contraintes logistiques. Pour cette raison, le transport s’effectue par navires minéraliers. Ce mode de transport ne peut pas s’offrir le luxe des ruptures de charge. Il faut donc le décharger et le brûler dans des centrales de bord de mer équipés d’un port et d’une zone de stockage adaptée. la combustion du charbon émet environ 1 tonne par MWh et il n’existe pas à ce jour, et sûrement pas avant 20 ans, de dispositifs industriels de captage et de stockage du CO2 techno-économiquement opérationnels. 
• Le charbon est émetteur de poussières, d’oxyde de soufre et d’oxydes d’azote. Les dépoussiéreurs sont très efficaces depuis des décennies mais ils laissent passer des quantités de particules fines ^préjudiciables à la santé publique. Les dispositifs de désulfuration des fumées sont efficaces. Les dispositifs de dénitrification existent mais manquent encore d’efficacité. 
•  La combustion du charbon entraîne aussi : 
  1) l’émission, dans les rejets gazeux, de produits volatilisés, à très hautes températures, dans le foyer des chaudières tels que : 
    - des métaux lourds : plomb, mercure, zinc, arsenic, etc 
    - des produits radioactifs : uranium, radium, polonium et radon, 
    - des halogènes comme le chlore, le fluor et quelques autres dont le brome. 
  2) La rétention d’une grande quantité de cendres de foyer ( 10% de la masse consommée)solides contenant des métaux lourds et radioactifs qu’il faut stocker dans des zones surveillées. 
• Le coût de production spécifique (euro/MWh) est du même ordre de grandeur que celui du nucléaire de 3ème génération car les investissements sont singulièrement alourdis par les dispositifs d’épuration des gaz de combustion et le coût spécifique du combustible est supérieur à celui du nucléaire, 
• Ces outils de production s’adaptent modérément aux fluctuations des besoins du réseau : les grands transitoires (démarrage) sont lents et ils doivent être programmés et limités en nombre ; les transitoires fréquents ne peuvent être rapides et de grande ampleur. Ces unités de production sont donc réservées à la production de dite de base ou quasi base (participation au réglage de la fréquence du réseau. De ce point de vue, ils sont plus comparables aux centrales électronucléaires qu’aux CCGT. 

4. - Les centrales électronucléaires 

Le nucléaire a un avenir , c’est une certitude. 

Les centrales de 3ème génération, l’EPR, dont Flamanville est la tête de série en France, sont dès à présent prêtes à relever les centrales de 2ème génération quand cela sera nécessaire. Néanmoins les délais de construction, y compris les délais administratifs, pour autorisation de construction et de fonctionnement, sont longs : de l’ordre de 8 ans. Il est donc indispensable d’anticiper d’une dizaine d’années le retrait d’exploitation des unités nucléaires en service sitôt que la fin de la durée de vie de leurs cuves sera prévisible. 

Ceci explique la proposition de lancer un nouvel EPR d’ici 2016 suivi d’un deuxième en 2018 sur le même site dans la contribution au débat sur la transition énergétique. 

Les sites actuels disposent de suffisamment de place pour ne pas avoir à en ouvrir de nouveaux. La réfrigération peut également se faire en bord de fleuve en utilisant les tours d’aéroréfrigération, c'est-à-dire en transférant la source froide sur l’air atmosphèrique. et non sur l’eau du fleuve. Cette disposition permet d’utiliser les infrastructures électriques à très haute tension actuelle. 

Cependant, compte tenu de leur coût d’investissement, qui représente 70 % du coût de production sortie usine, il est indispensable économiquement de les faire fonctionner en base malgré leur aptitude à faire du suivi de la consommation.