La Croix : Réaction à une idée reçue sur les émissions de CO2:

Réaction à une idée reçue sur les émissions de CO2:

« Que nous soyons pro ou anti-nucléaires notre hypocrisie doit cesser : la France n’est pas le bon élève écologique qu’elle prétend. Certes en 20 ans nos émissions internes de CO2 sont passées de 7tCO2/hab à 5tCO2/hab, mais par nos importations nous délocalisons nos caprices polluants à l’étranger! Selon le ministère de l’environnement, les statistiques Eurostat montrent que l’ « empreinte CO2 » réelle de chaque français a augmenté de 11,6 tCO2/hab en 2014 à 11,9 tCO2/hab en 2015 ! Tout cela parce que nous importons par exemple des capteurs photovoltaïques, fabriqués en Asie ou en Allemagne à base d’énergie charbon, ou que nous importons pendant nos pointes hivernales de l’électricité charbon venant d’Allemagne. Balayons donc devant notre porte et ne donnons pas de leçons, notamment aux chinois qualifiés collectivement de « plus gros émetteurs de CO2 du monde ». En réalité, l’empreinte carbone individuelle d’un chinois est plus faible que celle d’un français. »

Cordialement.

Jean-Luc SALANAVE

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Vidéos du colloque international du 19/10/2017 à Bruxelles : Oui le nouveau nucléaire sera compétitif

(Ces vidéos sont diffusées avec l’accord des intéressés, et avec l’aimable autorisation de l’ASCPE , organisatrice de l’évènement, en attendant la publication imminente des Actes et des transparents fin 2017, toute reproduction étant interdite sans l’accord.)

LES ENJEUX DE LA COMPETITIVITE DU NUCLEAIRE EN EUROPE

Les Entretiens Européens

19 octobre 2017 – Bruxelles

Le programme est consultable ici mais a été entre temps substantiellement remanié vu les présents confirmés.

Langues : anglais ou français.

Organisé par :

Mme Claude FISCHER HERZOG
Présidente d’honneur de Confrontations Europe

Vice-Présidente d’EURAFRIQUE 21

Présidente d’EURAFRICLAP

Directrice

 

4 rue Froidevaux

75014 – PARIS

Tél. 00 33 (1) 43 21 96 76

www.entretiens-europeens.org

 

Interventions :

  1. Bertrand de L’EPINOIS, président de FORATOM (1/2)

https://youtu.be/EvNd0f85mag

 

2. Bertrand de L’EPINOIS, président de FORATOM (2/2)

https://youtu.be/i3Eq_KWdUAo

 

3. Jan-Horst KEPPLER, Senior Economist at the OCDE Nuclear Energy Agency (1/2)

https://youtu.be/xBIJ8Wyn0bA

 

4. Jan-Horst KEPPLER, Senior Economist at the OCDE Nuclear Energy Agency (2/2)

https://youtu.be/Ac5J4qQiqjA

 

5. Transition vers le programme suivant :

https://youtu.be/xEa7gqc52eo

 

6. Question 1 de John Laurie – (@FissionLiquide)

https://youtu.be/Fq5IRtnzRHg

 

7. Question 2 d’un membre de FORATOM

https://youtu.be/geBBoNLeOcY

 

8. Question 3 de Philippe Herzog, économiste

https://youtu.be/Am9d5BU1mWk

 

9. Réponse 1, 2, 3 de Bertrand de L’EPINOIS, President of FORATOM : Qui a la charge de l’équilibre du réseau ?

https://youtu.be/0NB5LtRFO7s

 

10. Réponse 1,2,3 de Jan-Horst KEPPLER, Senior Economist at the OCDE Nuclear Energy Agency

https://youtu.be/w7g_nQ2p8s8

 

11. Prof Dr Attila Aszodi

Secretary of state for the maintenance of the capacity of the Packs NPP

Status of the Paks project

https://youtu.be/M-Lfyj96ZtQ

 

12. Jean-Pierre West – The new nuclear projects of EDF

Director Optimization and performance of the engineering

https://youtu.be/zQ_MKX21hFc

 

13. Question 4 de Jan-Horst KEPPLER sur les coûts, réponse de Jean-Pierre WEST (EDF)

https://youtu.be/TPhjGwX0WB0

 

14. Round table

Prosperity of territories

Moderated by Graham WEALE, Professor, Honorary Professor of Energy Economics and Politics at the Ruhr University Bochum, Senior Advisor to the Energy Transitions Commission.

https://youtu.be/GNzwzCScIko

 

15. Peter CLAES, IFIEC Deputy Director –

President FEBIELEC

https://youtu.be/lHtHqQtHvuY

 

16. Question/Answer 5 – Round table Prosperity of territories – Peter CLAES, IFIEC Deputy Director

https://youtu.be/V-ZloLmyiQ4

 

17. Valérie FAUDON, General Delegate, SFEN, France

Nuclear and Regional Developpement in France

https://youtu.be/3KV1n531aCs

 

18. Question/Answer 6 to Valerie Faudon, SFEN – Nuclear and Regional Developpement in France

https://youtu.be/kMkVrQWB6AI

 

19. Robert LECLERE, President of the

Belgian Nuclear Forum

Transition energetique : energie nucléaire et renouvelable sont-elles compatibles ?

https://youtu.be/w2SRGQ911Zs

 

20. Round table

Safety, an asset for competitiveness – Safety costs : how to reduce them

without reducing safety

Fanny BAZILE – Senior Adviser at the Nuclear Energy Division, CEA, France

https://youtu.be/DvfTNkHJndM

 

21. Massimo GARRIBBA, Nuclear Director, DG Energy of the European Commission

https://youtu.be/YWW_DBU1Erk

 

22. Anders JOHANSSON, Senior Nuclear Technology Advisor, Vattenfall AB,

Sweden

https://youtu.be/8VkvWqdC2RA

 

23. Frederic LELIEVRE, AREVA

https://youtu.be/HheV10loeD0

 

24. Bertrand de L’EPINOIS, President France, WANO

https://youtu.be/CLvqZMazsbU

 

25. Question/Réponse 7 : Fanny BAZILE – sureté et perception par l’opinion publique.

https://youtu.be/-C5xpWgl5-E

 

26. Question/Réponse 8 : Safety, an asset for competitiveness – Safety costs : how to reduce them

https://youtu.be/cbJEetis5QY

 

27. Round table – Solidarity as an aspect of competitiveness – Moderated by Yves DESBAZEILLE, Director general at FORATOM

https://youtu.be/X1zxS2zi32o

 

28. Provisional findings – Claude FISCHER HERZOG (1/2)

https://youtu.be/pw2P2IqTmKY

 

29. Provisional findings – Claude FISCHER HERZOG (2/2)

https://youtu.be/QUb06uZHn3g

 

30. Gerassimos THOMAS, Deputy

Director General DG ENER, European Commission

https://youtu.be/lHbGMRK2C3s

 

31. Conclusion – Claude FISCHER HERZOG

https://youtu.be/wLjVCu9HcCg

 

______________

Complément des vidéo tournées sur mobile et stockées sur le cloud :

32. Discours de Kirsty Koggan (video sur mobile)

https://share.orange.fr/#Xi45cVA6Vte3adb9c83

 

33. Kirsty Koggan présente l’ONG Energy For Humanity (video sur mobile)

https://share.orange.fr/#pmubXUcQRCe3adb9c71

 

34. Introduction – Second round table (video sur mobile)

https://share.orange.fr/#WjEdApAyuqe3adb9c27

 

35. Le nucléaire en Afrique – André-Franck Ahoyo – Deputy director, Les entretiens Eurafricains (video sur mobile)

 https://share.orange.fr/?sharePublicToken=XIyVFYfqL84f0a399ab#XIyVFYfqL84f0a399ab

(Lien corrigé le 01/12/2017

36. Réponse de André-Franck Ahoyo – Deputy director, Les entretiens Eurafricains (video sur mobile)

https://share.orange.fr/#2vKWeoD1s2e3adb9c19

 

37. Réponse de Massimo GARRIBBA, Nuclear Director, DG Energy of the European Commission (video sur mobile)

https://share.orange.fr/#PELmZoS1rae3adb9c0e

 

38. Réponse question 1 (video sur mobile)

https://share.orange.fr/#guJxCStnKbe3adb9bda

 

39. Réponse question 2 (video sur mobile)

https://share.orange.fr/#HCslNEUzCce3adb9bcc

 

40. Guy Buckenham (Head of Generation Policy) – EDF Energy, UK) (son faible , video sur mobile)

https://share.orange.fr/#HEAazA51v8e3adb9bc0

 

41. Jukka Laakson (Rosatom) (video sur mobile)

https://share.orange.fr/#i8pmATcQHne3adb9bb1

 

42. Laurent Schmidt (ENTSOE) (video sur mobile)

https://share.orange.fr/#YC42jXBKlKe3adb9afa

Fin

 

L’électronucléaire restera moins cher que le décarboné renouvelable

L’un des journalistes mondialement les plus pointus techniquement et économiquement nous explique enfin clairement ce que la Cour des Comptes considère comme rationnel à propos des coûts de l’électronucléaire, ne boudons pas notre plaisir de s’informer aux sources fiables, elles sont rares…

http://www.liberation.fr/amphtml/futurs/2014/05/27/le-nucleaire-marque-le-cout_1028328

DÉCRYPTAGE

Le nucléaire marque le coût

Par Sylvestre Huet — 27 mai 2014 à 19:06

La Cour des comptes pointe la hausse nécessaire des investissements dans les centrales EDF.

Hier, l’action EDF a reculé, à 27 euros… soit très au-dessus de sa valeur en juin 2013, à 17,10 euros. Anecdote boursière ? Plutôt le signe que le rapport de la Cour des comptes sur le coût de l’électricité d’origine nucléaire, publié hier, ne bouleverse pas l’économie du secteur. Que dit ce rapport ?

Des coûts de production en hausse

En mettant à jour son travail de 2012 sur les «coûts passés, présents et futurs de la production d’électricité nucléaire»,la Cour des comptes a réévalué son «coût courant économique» à 59,80 €/MWh, soit 16% de plus en euros constants qu’en 2010. L’origine de cette hausse provient pour l’essentiel des investissements décidés par EDF sur les centrales en activité dans le cadre de grands travaux – le «grand carénage» – destinés à démontrer à l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) le bien-fondé d’un allongement de leur utilisation après quarante ans d’exploitation. L’objectif officiel visé est de cinquante ans, mais la direction d’EDF pense tout bas à soixante ans, une durée déjà ciblée par les exploitants américains, dont 73 centrales plus anciennes équipées d’une technologie similaire ont déjà une autorisation d’aller à soixante ans. Une autre partie résulte des prescriptions de l’ASN imposée à la suite de la catastrophe de Fukushima Daichi (Force d’action nucléaire rapide, renforcement des protections, dispositifs supplémentaires d’ultime secours…). S’y ajoute un rattrapage dans les dépenses de maintenance, comprimées de 2003 à 2006 pour afficher des résultats financiers dopés, et l’embauche de personnels supplémentaires dans la perspective du renouvellement des équipes. Le coût global des investissements annoncé pour 2011-2033 approche les 100 milliards d’euros, mais il suppose que tous les réacteurs seront prolongés au-delà de quarante ans, ce qui n’est pas garanti. Ces chiffres et la méthode de calcul de la Cour sont bien acceptés chez EDF, qui y voit la preuve qu’il n’y a pas de coûts «cachés» dans le nucléaire.

Des choix sur la durée de vie Déterminants

La Cour des comptes alerte sur l’évolution future des coûts. En témoignent ceux de l’EPR en construction à Flamanville qui, même défalqués de l’effet «tête de série» et de la remise en route d’une industrie qui n’avait plus construit depuis Civaux en 1997, seront supérieurs à ceux des centrales des années 80. Un surcoût qui s’explique en partie par des dispositifs de sûreté plus performants, plus robustes et plus redondants, mais également plus chers. S’il demeure des incertitudes sur les charges futures, la Cour rappelle qu’un «doublement» du coût du stockage des déchets nucléaires ne pèserait que 1% du total, tandis qu’une augmentation de 50% de celui du démantèlement ne l’impacterait que de 2,5%.

En revanche, la prolongation, ou pas, de la durée de vie des centrales après quarante ans et la mise en œuvre, ou pas, de l’objectif fixé par Hollande d’un mix électrique composé de 50% de nucléaire en 2025, pèseront d’un poids beaucoup plus lourd. La difficulté de l’affaire étant qu’un arrêt avancé des réacteurs diminue paradoxalement le coût futur, car il signifie que les travaux de «grand carénage» prévus par EDF n’auront pas lieu… mais au prix du recours à une autre source d’électricité si la consommation ne diminue pas au même rythme. Pas sûr, alors, que celà pèse dans le même sens sur les factures. La Cour enfonce donc le clou, et réclame du gouvernement qu’il sorte du flou et prenne «position» sur «des orientations de la politique énergétique à moyen terme», et surtout sur «le prolongement de la durée d’exploitation des réacteurs au-delà de quarante ans», sous réserve de la décision de l’ASN, qui demeure maîtresse en matière de sûreté.

Un nucléaire toujours compétitif

Le coût courant économique de la Cour des comptes est très théorique, sans rapport direct avec les tarifs pratiqués. Le coût de production ne pèse qu’environ 40% du prix de vente. Et l’historique des tarifs montre qu’il était plus élevé dans les années 80. En revanche, note la Cour, «ce coût global moyen sur toute la durée de fonctionnement du parc» est «utile pour comparer le prix des énergies entre elles», comparaison qui ne figure pas dans le rapport. Il est donc nécessaire de le faire afin d’en avoir une lecture effectivement utile.

L’ordre de grandeur du coût de production du mégawattheure nucléaire par les centrales françaises est de 60 euros, disent les magistrats. Un chiffre à coût complet, qui se compare à ceux des centrales à charbon ou à gaz – à condition qu’elles fonctionnent au moins quatre mille heures par an -, qui vont de 70 à 100 euros. Et aux tarifs auxquels EDF est aujourd’hui contrainte d’acheter l’éolien terrestre (85 euros), l’éolien offshore (200 euros), voire les près de 300 euros du solaire photovoltaïque. Des comparaisons qui expliquent pourquoi les tarifs domestiques d’EDF demeurent 30% moins élevés que la moyenne européenne et deux fois moins élevés qu’en Allemagne.

Sylvestre Huet

Electricité : Les courants marins, un milieu hostile et qui ne produit presque rien

Collectif « Défense de la mer et Hydroliennes »

 

Communiqué 25 Octobre 2017

1/2 OCEAN ENERGY EUROPE     2017 Nantes 25-26 Octobre 2017

A l’heure où l’état des connaissances permet de savoir l’étendue des services économiques et environnementaux rendus par des fonds marins et des eaux marines en bonne santé, on ne peut envisager des installations qui contribueraient à la destruction irresponsable de nos écosystèmes marins. Dans le programme de cette conférence, on ne trouve aucun thème traitant de cet aspect essentiel des Energies Marines Renouvelables EMR : cette Conférence Exposition est uniquement orientée Business, et constitue plus un vecteur de communication/propagande qu’une conférence technique capable de donner des perspectives réalistes.

Les incertitudes des projets français d’éoliennes posées en mer 

Les projets français de la façade Atlantique-Manche sont largement contestés du fait de leur manque de rigueur, conduisant à des infractions : 

1. aux obligations relatives à l’évaluation environnementale préalable, 

2. à la planification de l’espace maritime,

3. à l’information et à la participation du public au processus décisionnel, 

4. à la protection de la faune et de son habitat, 

5. à l’organisation du marché intérieur de l’énergie,

6. à l’interdiction des aides d’Etat.

Quant à la fameuse filière française, on sait ce qu’il en est…

L’éolien flottant, et le prototype Floatgen à St Nazaire

En Ecosse, la première installation Hywind (5 éoliennes flottantes de 6 MW) flotte sur une profondeur de 110m, et a commencé ce mois-ci à produire de l’électricité. Les câbles inter- éoliennes sont suspendus, sans ensouillage : un avantage que l’éolien posé n’a pas (cf les 120km de câbles déroulés sur le Banc de Guérande). Mais la structure et l’amarrage sont métalliques. 

Destiné à être amarrée sur le site SEMREV, par 33 mètres de fond seulement, le prototype Floatgen 2MW, inauguré dans le port de St Nazaire le 13 Octobre dernier avec des gros titres, aura bien du mal à démontrer un comportement en eau profonde transposable à des éoliennes flottantes de 6MW. Le matériau du flotteur en béton et les câbles en nylon devraient éviter d’avoir recours à des anodes massives comme celles de l’éolien posé (12-15 tonnes/éolienne) qui diffusent abondamment en permanence aluminium et autres composants dans la biodiversité environnante. Mais une éolienne flottante reste une éolienne, donc à production intermittente… 

Les Hydroliennes 

Les hydroliennes de Sabella et Naval Group EN (ex DCNS Open Hydro) font l’objet de nombreuses déclarations optimistes: un bon moyen de réaliser la transition énergétique, et faire miroiter des sites industriels, des emplois, et encore une fois une hypothétique filière française…. Côté français, des expérimentations ont été lancées depuis bientôt dix ans, sans pour autant avoir donné lieu à la publication de chiffres de production, tant à Ouessant (Sabella) qu’à Paimpol (Naval Group EN).

Du côté canadien, moins secret, pour la première fois est publié un chiffre de production pour une hydrolienne, celle de Cape Sharp Tidal, société canadienne dans laquelle le français Communiqué 25 Octobre 2017 2/2 Naval Group EN et le canadien EMERA sont partenaires : pour l’année 2016 entre le 7 novembre et le 31 décembre 2016, la production a été de 5,4 MWh, donc en 7 semaines, ce qui équivaut à 2,7 heures de fonctionnement à pleine capacité : c’est bien peu ! Au-delà du 31 décembre la machine a continué à produire, mais le 5 avril était annoncé une avarie affectant le « Turbine Control Centre ». Le 7 avril, EMERA précisait que la machine avait produit pendant un peu plus de 1500 heures. L’hydrolienne a ensuite été convoyée pour réparations. On apprend à cette occasion que le prix d’achat du courant produit est de 530 dollars canadiens soit environ 360 €/MWh.

 Corrosion, ensablement, usure, pollution, etc…Il y a encore du travail à réaliser avant que l’usine d’hydroliennes, en construction, de Naval Group à Cherbourg, entre en production. 

En mer, les machines sont soumises à de nombreuses agressions, en premier lieu celles de la houle et des vagues. S’y ajoutent les problèmes de corrosion, salissures, connectique : la maintenance des EMR serait très coûteuse. D’où les prix de production exorbitants. Et leur impact environnemental est inconnu, dans un milieu à faible résilience. Les EMR sont-elles des solutions crédibles ?

La transition énergétique doit aussi être écologique. Cette Conférence OEE 2017 apparaît plus comme un grand « raout » destiné à induire l’idée que les EMR constituent un volet majeur de la PPE, Programmation Pluriannuelle de l’Energie, pour « pomper » un maximum de subventions à tous les niveaux des autorités élues qui disposent de nos impôts sans évaluation du rapport « Prix / Efficacité énergétique et climatique ». 

Une telle Conférence n’a d’intérêt que si elle constitue un apport de prospective réaliste et objective pour la révision en France de la PPE de 2018. C’est peu probable, vu le sponsoring par le Syndicat des Energies Renouvelables, puissant lobby en la matière, la nature des intervenants majoritairement industriels et la bénédiction des organismes officiels. Qu’en pensent les media ?

 

Pour plus d’information : www.dlm-eoliennesenmer.net rubriques Activités et Communiqués www.gardezlescaps.orghttp://stop.eolien.offshore.free.fr/

www.gouvernement.fr/conseil-des-ministres/2016-11-02/la-programmation-pluriannuelle-de-l-energie 

www.cvent.com/events/ocean-energy-europe-2017/agenda-f74a0ca7afb24250955263f531ab19a2.aspx

https://warktimes.com/2017/08/23/cape-sharp-tidal-cant-say-when-its-turbine-will-go-back-in-the-water/ 

Correspondant DLM : Alain Doré 06 8020 3840

Recycler les matières peu radioactives : le retard français

image

Ci-joint un article de Ouest-France du 23/10 qui concerne le démantèlement. On peut y remarquer que le journaliste signale que la politique de gestion des déchets de faible activité émanant du démantèlement est différent en Allemagne et en France. Sur la photo on voit un décontamineur qui nettoie une pièce pour la rendre recyclable ce qui en France n’est pas admis par la réglementation.

Cà se savait dans les milieux professionnels, mais ça semble remarquable qu’un journal de grande diffusion le signale.  Les chiffres avancés sont intéressants : « Sur 600 00 tonnes de déchets radioactifs, 10 000 tonnes seulement seront conservées ». L’article ne dit pas ce qu’il en est des résidus de la décontamination.  Repussard en quittant la direction de l’IRSN avait déclaré que le problème des déchets du démantèlement était crucial et qu’il faudrait changer la réglementation.

L’article :

https://www.ouest-france.fr/europe/allemagne/lubmin-la-fin-d-un-titan-du-nucleaire-allemand-5333633/amp

Elle faisait la fierté des autorités communistes. En ex-Allemagne de l’Est, la centrale de Lubmin est aujourd’hui le plus grand chantier de démantèlement nucléaire au monde. Reportage.

« Au début, j’ai vu des larmes couler », se souvient Eberhard Thurow, embauché en 1985. À Lubmin, à trois heures de route de Berlin, tout est plus rude, plus intense. Même la tristesse des ouvriers. Ici, des rêves de titan écorcent le paysage. D’un côté, le nucléaire communiste. De l’autre, sur l’île de Rügen, la station balnéaire imaginée par Hitler : une langue de béton de 4,5 kilomètres, face à la Baltique.

Le site a employé jusqu’à 15 000 personnes contre 860 aujourd’hui (1). C’est actuellement le plus grand chantier de démantèlement nucléaire au monde. De cet univers clos, imaginé par les communistes, avec magasins, jardin d’enfants et agence de voyages, il ne reste que des bâtiments désertés.

Seize ans de retard

Après avoir vu leurs effectifs fondre, les ouvriers ont dû se résigner. « Quand vous demandez à des équipes de ruiner leur outil de travail, ce n’est jamais simple »,reconnaît Henry Cordes, le directeur.

Le programme de démantèlement, démarré en 1995, devait s’achever en 2012. Il se prolongera jusqu’en 2028. Un long tunnel, à l’image de ce bâtiment de 1,1 km de long, qui abritait les huit turbines.

Le projet initial prévoyait huit tranches de 400 MW chacune, équipées de réacteurs russesWWER 440 à eau pressurisée. Cinq seulement sont entrées en service. Après la réunification, les autorités ont mis fin au projet. Trop de risques, alors même que Tchernobyl était dans toutes les mémoires. Mais la sortie du nucléaire a un coût : ici, 750 millions d’euros par « tranche » de réacteur, annonce EWN, la société publique en charge de ce dossier.

Principale différence par rapport à la France ? Les matériaux faiblement radioactifs peuvent partir dans des filières de recyclage après avoir été décontaminés. Dans une cheminée de 100 mètres de haut, une équipe de grimpeurs vient d’achever le ponçage du béton. Un peu plus loin, des ouvriers installés dans des caissons et vêtus de tenues de cosmonautes lavent à haute pression, oxydent le métal avec de l’acide. Sur 600 000 tonnes de déchets radioactifs, 10 000 tonnes seulement seront conservées. Entreposées sur place faute de lieu de stockage approprié pour l’instant en Allemagne.

Une page se tourne après la décision, prise par Angela Merkel, de sortir du nucléaire. Sur trente-deux réacteurs, huit encore en fonctionnement devront avoir cessé toute activité en 2022.

L’Allemagne accélère le développement des énergies renouvelables : 33 % de la production électrique contre 17,5 % en France.

Des champs d’éoliennes et des installations photovoltaïques sur terre, mais aussi en mer, prennent le relais. Pas assez, cependant, pour se passer, à court terme, du charbon (près de 40 % de l’électricité produite) et du gaz (12 %) pour assurer la production d’énergie.

(1) 1 100 emplois ont été créés à proximité dans la logistique, la charpente métallique, la chimie…

Le démantèlement des centrales, un marché très convoité

« Dans les quinze années qui viennent, le marché du démantèlement des centrales nucléaires est estimé à 200 milliards d’euros dans le monde », estime Gilles Giron, directeur adjoint à la déconstruction et aux déchets pour EDF.

Un secteur très convoité par l’américain Westinghouse, les français Areva, Cyclife (filiale d’EDF), Onet, Veolia et l’allemand EWN. Ce dernier a même accompagné les autorités russes pour la création d’une zone de stockage dans la région de Mourmansk, après le désarmement d’une flotte de sous-marins nucléaires.

« Au départ, la question du démantèlement des centrales n’avait pas été appréhendée »,observe Patrice François, ingénieur sûreté à l’IRSN (Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire), l’institut indépendant chargé d’assurer les expertises pour les autorités françaises.

Dès l’arrêt de la centrale

Surtout ne pas attendre. À Garigliano, les Italiens s’en mordent les doigts. Ils ont laissé le dossier en souffrance pendant quarante ans. Le personnel, avec ses compétences, est parti depuis longtemps. Et il a fallu remettre en activité certaines portions de la centrale pour pouvoir procéder à leur démontage. « S’attaquer au chantier dès l’arrêt de la centrale permet d’économiser 20 % de la facture », estime Henry Cordes, pour EWN en Allemagne.

« C’est un secteur où il y a beaucoup d’innovations, avec le recours aux robots, la modélisation en 3D, l’utilisation de la réalité augmentée »,ajoute Patrice François, qui cite les travaux du Commissariat à l’énergie atomique (CEA) à Marcoule (Gard). Innover, mais aussi maintenir des compétences, car le démantèlement d’une centrale s’étale sur une vingtaine d’années en moyenne.

C’est le chantier du siècle, car il faut aussi y ajouter la question des déchets ultimes, avec une radioactivité de plusieurs dizaines, voire centaines de milliers d’années.

La France s’y prépare, avec le centre de stockage dans des couches argileuses à 500 m de profondeur, à Bure, en Haute-Marne. « En surface, on ne sait pas ce qui peut se passer. Seule la géologie est à même de garantir la sûreté nécessaire pour une période aussi longue, car on connaît son histoire et ce qui est susceptible de se passer », estime François Besnus, directeur des déchets à l’IRSN

Faut-il moins ou plus d’électronucléaire pour l’écologie en France ?

Il en faut davantage.

Car le moratoire de 20 ans nous a fait prendre du retard. Le gaz augmente vite, et va s’accélérer rapidement si on ne démarre pas dès 2020 un second EPR à Penly 3.

Preuve en est qu’on ne sait plus passer la pointe. Et oui, notre excellent mix décarboné à 97% sur le continent a été négligé par nos gouvernements faute de courage politique. Il est au bord de la rupture, manque de marge pour décarboner à un rythme conforme à l’accord de Paris.

En cas d’année froide, ce sera délestage ! N’attendons pas.

SITUATION DU PARC DE PRODUCTION ELECTRIQUE FRANÇAIS – OCTOBRE 2017

PARC NUCLEAIRE : 63 000 MW

TRANCHES NUCLEAIRES A L’ARRET POUR RECHARGEMENT ET AUTRES

Nombre
UNITES
DATE DE RETOUR (au 23/10/2017)

1
BELLEVILLE 1
22/10/2017

2
GRAVELINES 1
26/10/2017

3
TRICASTIN 1
02/11/2017

4
TRICASTIN 2
02/11/2017

5
TRICASTIN 4
02/11/2017

6
GRAVELINES 2
02/11/2017

7
SAINT LAURENT 2
02/11/2017

8
PENLY 1
03/11/2017

9
PALUEL 3
04/11/2017

10
DAMPIERRE 3
06/11/2017

11
CHOOZ 2
09/11/2017

12
CRUAS 1
10/11/2017

13
TRICASTIN 3
13/11/2017

14
CRUAS 3
13/11/2017

15
CHINON 3
20/11/2017

16
BELLEVILLE 2
21/11/2017

17
BUGEY 3
24/11/2017

18
NOGENT 1
30/11/2017

19
FESSENHEIM 2
30/01/2018

20
PALUEL 2
15/02/2018

Normalement 2 tranches sont de retour avant fin octobre, 16 avant fin novembre et 2 en 2018.

PARC THERMIQUE CLASSIQUE : 10 820 MW

2-1- FIOUL. Total 700 MW 
EDF : Une seule unité de 700 MW à Cordemais qui sera arrêtée définitivement en avril 2018. Toutes les tranches de Porcheville sont définitivement arrêtées.

2-1-2-CHARBON : 3 000 MW réparties comme suit :
EDF.

2 tranches de 600 MW à Cordemais et 1 tranche de 600 MW au Havre.
Soit 1 800 MW
Ces tranches devraient être arrêtées définitivement en 2022.
UNIPER

2 tranches 600 MW : Provence 5 et Emile Huchet 6 soit 1 200 MW.

3- CYCLES COMBINES GAZ. Total : 6 120 MW réparties comme suit :

EDF. Total 1960 MW
Blénod 5 : 430 MW
Martigues 5 et 6 : 930 MW
Bouchain : 600 MW.

AUTRES PRODUCTEURS. Total 4 160 MW

UNIPER: Emile Huchet: 860,
ARCELOR MITTAL: Dunkerque: 790 MW,
ENGIE: Cycofos: 430, SPEM, 430, total 860 MW,

DIVERS : Pont sur Sambre: 410 MW, Croix de Metz: 410 MW, Combigolfe: 400 MW, FR GA Morant: 430 MW, total : 1650 MW.

CONCLUSION :
Le parc thermique et nucléaire est de 73 820 MW hors turbines à combustion pour la pointe.
La puissance apportée par l’hydraulique à la pointe est de 15 000 MW.
Soit un total de 88 820 MW si toutes les unités sont disponibles.
Les turbines à combustion peuvent apporter 2 000 MW maximum.
Soit un total à la pointe de 90 820 MW si toutes les unités sont disponibles mais d’ores et déjà, Fessenheim 2 et Paluel 2 ne reviendront sur le réseau qu’en 2018, soit 2 100 MW indisponibles garantis cet hiver.
Il ne reste donc que 86 720 MW (hors éolien-PV et cogénération et turbines à combustion).

NOUS NE POUVONS PAS FAIRE FACE A UNE POINTE DE 102 GW DES L’HIVER 2017-2018

Lettre ouverte à Monsieur Nicolas Hulot : Rêve et réalité des énergies renouvelables

Lettre ouverte à Monsieur Nicolas Hulot

Ministre d’Etat, Ministre de la transition écologique et solidaire

Rêve et réalité des énergies renouvelables

En France, il est fréquent d’opposer énergies renouvelables et énergie nucléaire, alors que la seule attitude rationnelle consiste à s’interroger sur ce que devrait être le bouquet électrique du futur à partir des sources fossiles, nucléaire et renouvelables. Il s’agirait alors de répartir intelligemment les sources pilotables comme les centrales fossiles, hydrauliques, biomasses ou nucléaires et les sources intermittentes comme l’éolien ou le solaire, afin d’aboutir à une solution technique et économique qui n’entraîne ni risques ni surcoûts injustifiables pour les consommateurs. Il convient aussi de tenir compte du fait que le système électrique français est déjà fortement décarboné.

Pour réduire les émissions de CO2 dans le secteur électrique, la loi française de transition énergétique et la politique de l’Union Européenne donnent la priorité au développement de la production d’électricité par les énergies renouvelables. Le présent billet présente une réflexion sur ces intentions, qui relèvent parfois du rêve et parfois de la réalité.

Attractivité des renouvelables : un large consensus

Les énergies renouvelables semblent inoffensives pour la santé et l’environnement. Aussi est-il justifié que leur développement puisse se poursuivre à un rythme soutenu dans les prochaines décennies.

Cependant les productions éoliennes et solaires dépendent fortement de fluctuations naturelles liées à la rotation de la Terre et à la dynamique de l’atmosphère. Par suite, ces énergies renouvelables fournissent l’électricité d’une façon intermittente et indépendamment des besoins. Pour assurer la sécurité de la production, le réseau électrique doit donc être rééquilibré grâce à des moyens additionnels capables à la fois d’absorber les excédents et de combler les déficits.

Gérer l’intermittence : une vraie difficulté

La loi de transition énergétique prévoit une réduction de la part nucléaire à 50% de l’électricité produite, un maintien de la production hydraulique et une forte croissance du parc des installations éoliennes et solaires. Le pilotage du futur réseau électrique en sera profondément affecté à cause du caractère intermittent de cette production nouvelle.

En effet, la puissance produite par les installations éoliennes et solaires peut monter jusqu’au triple de sa moyenne annuelle ou tomber à zéro, alors que le besoin reste proche de la puissance moyenne. En cas d’excédent, il faut être capable de stocker l’énergie, de façon à éviter de perdre la production. En cas de déficit, il faut faire appel à des systèmes de production complémentaires, nécessairement pilotables. Les alternances entre déficit et excédent de la production intermittente étant rapides et ayant de fortes amplitudes (fréquemment : une vingtaine de gigawatts en six heures), les systèmes pilotables nécessaires pour assurer le retour à l’équilibre subissent des régimes transitoires analogues ; ceci réduit de façon significative la durée de vie des installations.

Environ deux fois par jour, quelquefois pour des durées limitées, il faut passer des moyens de production aux moyens de stockage ou l’inverse. Il sera donc nécessaire d’investir dans un système d’équipements flexibles et capables d’endurer les transitoires.

Coûts des renouvelables : de quoi parle-t-on ?

Les baisses réelles de coût du photovoltaïque et de l’éolien – en termes de prix de revient du MWh – n’assurent pas pour autant la compétitivité de ces techniques. C’est la valeur économique de leurs productions qui compte. Or, du fait de leur intermittence, celle-ci est très inférieure à celle des centrales conventionnelles. De plus, elle est pénalisée par le fait qu’un producteur devrait en fait payer les besoins de flexibilité dont il est responsable.

Il est dangereux de définir une politique énergétique en la fondant sur une cible de moyens de production que l’on compte atteindre grâce à des tarifs d’achat garantissant un revenu aux MWh produits. Cette façon de faire est totalement dissociée de la valeur économique et empêche d’évaluer rationnellement la part optimale des énergies renouvelables intermittentes dans un système électrique. Pour évaluer correctement cette part, il faut s’inscrire dans le cadre d’une politique de réduction des émissions de CO2. Les modèles d’optimisation du système électrique qui utilisent un prix du carbone pour pénaliser les centrales fossiles montrent :

1) que, dans un pays où le nucléaire est permis, la part d’énergies renouvelables intermittentes doit être au maximum de 10-15%,

2) que dans un pays où le nucléaire est banni, cette part doit être au maximum de 40% et

3) que dans ces conditions les émissions de CO2 et le coût du MWh sont significativement plus élevés que dans le pays précédent. Il s’ensuit que le coût moyen du MWh d’un système décarboné avec une forte part d’énergies intermittentes est forcément beaucoup plus élevé que celui d’un système où cette part optimale est respectée. Dès lors il est inexact de prétendre qu’un système « tout renouvelable » n’est pas plus coûteux qu’un système constitué avec du nucléaire à 50% et une part limitée d’énergies renouvelables, celui-ci étant lui-même plus coûteux que le système actuel.

Conséquences environnementales et économiques : la seule sentence

La sécurité de l’approvisionnement électrique est un impératif de toute société développée dont les activités et les infrastructures ne peuvent être soumises sans dommage à des aléas d’approvisionnement électrique. Pour assurer cette sécurité, la production d’électricité doit égaler la consommation à tout instant, car l’électricité ne peut être stockée qu’en faible quantité par les stations de pompage hydroélectriques (actuellement de l’ordre de 3 à 4 GW). Sans moyen de stockage nouveau, le développement des énergies renouvelables est soumis à deux obligations essentielles : 1) la construction de centrales à combustibles fossiles fournissant l’appoint en période de sous-production et 2) la destruction du surplus (de l’ordre de 25%) qui ne peut pas être stocké dans les périodes de surproduction. Ainsi, en France, les émissions annuelles de CO2 dans la production électrique augmenteraient.
Les investissements nécessaires pour installer ces nouvelles sources d’énergies renouvelables grandissent avec leur part dans la production électrique et pour atteindre 35% d’énergies renouvelables intermittentes, il faudrait doubler la puissance installée totale. Le coût évalué à partir des données des parcs existants ou projetés est alors de l’ordre de 300 milliards d’€, à quoi il faudrait ajouter le coût des infrastructures de gestion de l’intermittence (réseau électrique, stockage et gestion de la demande).

En conclusion, il faut raison garder dans l’insertion des énergies renouvelables si l’on veut éviter l’impasse d’une production électrique techniquement difficile, coûteuse et dont l’empreinte carbone serait supérieure à celle d’aujourd’hui.

 

Les signataires de la lettre ouverte

Dominique Finon (finon@centre-cired.fr) : directeur de recherches au CNRS, chercheur au CIRED et membre de la chaire Europeen Electricity Market de l’Université Paris Dauphine.

Dominique Grand (dominiquegrand@gmail.com) : docteur en physique, membre de GIRE, fondateur du site www.realisticenergy.info

André Latrobe (andre.latrobe@orange.fr) : mathématicien, membre de GIRE.

Christian Le Brun (lebrun-chr@wanadoo.fr) : docteur en physique, membre de GIRE, directeur de recherche CNRS en retraite

Jean Marie Martin-Amouroux (martin.amouroux@wanadoo.fr) : Ancien directeur de recherche au CNRS. Fondateur de l’encyclopédie de l’énergie. http://www.encyclopedie-energie.org

René Moreau (r.j.moreau@orange.fr) : Professeur émérite à Grenoble-INP, Membre de l’Académie des sciences et de l’Académie des technologies. http://www.encyclopedie-environnement.org

Jacques Treiner (jtreiner@orange.fr) : Ancien professeur à l’Université Pierre et Marie Curie, chercheur associé au LIED/PIERI (Université Paris-Diderot), président du Comité d’experts du Shift Project.

Roland Vidil (rvidil@wanadoo.fr) : ingénieur, membre de GIRE, président de l’association encyclopédie de l’énergie. http://www.encyclopedie-energie.org

Friedrich Wagner (fritz.wagner@ipp.mpg.de): Professeur, directeur de recherches en retraite au Max-Planck-Institut für Plasmaphysik