Dans l'article "Pourquoi utiliser rapidement le méthanol en France", il est en particulier indiqué que 30 Millions de tonnes de CO2 peuvent être évités en remplaçant les procédés de combustion émetteurs des industries manufacturières par des sources d'énergie électriques ? Quelles production d'électricité cette transformation induirait-elle? Peut-elle être satisfaite d'ici 2030?
Quels nouveaux besoins?
Alors que certains pays comme la Norvège (1) ont déjà un système électrique déjà 100% décarboné, la plupart des pays européens doivent verdir leur production et l'augmenter. Rte dans un rapport 2021, évalue à 30% l'augmentation des besoins d'électricité d'ici 2050 (2, p 16/64) en France, en se basant sur une tendance très marquée de la diminution de consommation d'énergie primaire de 40% (3,p11/66) d'ici 2050, ce qui peut paraître assez irréaliste (4, p51/60) et contribuerait à sous estimer les besoins en électricité à cette horizon (5, 43min). Negawatt (6, p13/16) pour sa part fait des estimations du mix énergétique sur la base d'une diminution de 300% de l'énergie primaire d'ici 2050. Le rapport Rte évalue aussi l'investissement nécessaire à 1% du pib par an jusqu'en 2060 -ou 1,33% jusqu'en 2050 (7, p 11,52/64)-. Ce dernier montant correspond environ aux recettes provenant de la fiscalité écologique qui s'élèvent à plus de 50 Milliards. En 2023, Rte a révisé ses estimations avec un besoin de production supplémentaire annuel de 10 Twh jusqu'en 2035, un rythme d'accroissement jamais atteint depuis les années 80 (8). Les premières projections de Rte étaient par exemple en deçà de l'augmentation au niveau mondial en 2021 de la demande d'électricité (9) ou de celles du Royaume-Uni qui envisage un triplement de sa capacité de production électrique d'ici 2050 (10) (11) sur la base d'une augmentation de sa consommation de 50%, ou encore d'autres pays (12, 36min). Les données de l'Iea sur la dernière décennie montrent aussi une augmentation assez nette de la consommation électrique au niveau mondial (13), tandis qu'un accroissement annuel de 100 Gw de la capacité de production d'électricité (14, 6min) est constaté.
D'après l'Insee en 2017 l'industrie aurait consommé hors électricité 27 millions de tonnes équivalent pétrole. Or si 1t équivalent pétrole équivaut à 11,6MWh (15), cela signifie que 27 millions de teqp représentent 27*11,6=313 Twh d'électricité sur une production annuelle de 500 Twh. Rien que pour remplacer l'énergie de combustion fossile provenant de l'industrie manufacturière cela reviendrait à augmenter en 5 ans de 62% la production électrique Française. D'ici 2050, remplacer les 70% de consommation d'énergie émettrice de CO2 sur une consommation de 138 Mtep, reviendrait à augmenter la production électrique de 0,7*138*11,6= 1120 Twh c'est à dire multiplier la production actuelle par 1620/500=3,24. La dernière loi de programmation pluriannuelle de l'énergie n'est pas du tout sur cette trajectoire car elle ne prévoit qu'une augmentation de 54 Twh à l'horizon 2028 (16, p142), tandis que Rte en prévoyant une consommation de 530 Twh en 2035 (17, p21/99) indique implicitement qu'il faudrait augmenter d'ici 2035 la production de 90 Twh par rapport à l'année 2022 (18). Même si le multiple de 3,24 est probablement une borne supérieure, qui peut être probablement diminuée par exemple par des gains dans le domaine de la sobriété du chauffage résidentiel (qui représentait en 2017 l'équivalent de 449 TWh annuel), on reste dans une fourchette estimée de 2,2-3,2 d'augmentation de la capacité de production du parc électrique d'ici 2050. Les prévisions au niveau mondial concordent avec ce multiplicateur (19, fig 4, p27), en France. Cependant l'objectif affiché en 2023 dans la loi concerne la part du nucléaire dans le mix électrique (20), sujet essentiellement politique, qui passe sous silence le chiffrage des besoins en s'en remettant à des scenarios plus ou moins plausibles sur lesquels l'État ne se positionne pas de façon explicite.
Quel mix électrique?
Les projections sur la composition du mix électrique mondial, basées sur les tendances observables en 2024, montrent une proportion de 70% pour les énergies solaires et éoliennes d'ici 2050 (21a) (21b). Un assez bon indicateur de l'état d'avancement d'un pays dans sa transition énergétique pourrait être d'évaluer le rapport de la consommation électrique par habitant (7ba) à celui de la consommation d'énergie (21), alors qu'en 2020 les énergies fossiles représentaient 80% du mix énergétique (22). On peut aussi s'intéresser aux sources d'énergie composant le mix électrique, celles-ci étant le plus facilement décarbonables.
Rte dans son rapport 2021 envisage six scenarios de composition du mix électrique en 2050 (23,p17/64). Or une étude montre (24, p11/12) qui si l'on a en proportion moins 30% de solaire dans le mix (et plus généralement d'énergies renouvelables avec un facteur de charge voisin de 25%) , pour éviter le risque de blackout il faut toutefois dimensionner la puissance installée pour qu'elle soit 40% au dessus de la demande maximale, et qu'au delà de 30% de solaire on a un risque important. On peut donc déduire de ce dernier article qu'aucun des scenarios M23,M1,M0,N1,N2,N03 proposé par Rte ne respecte ce seuil de 30% (25,p25/28) et semblent tous associés des risques importants de gestion de l'intermittence. Il faut en effet pour éviter le problème de l'intermittence privilégier l'éolien en mer (facteur de charge proche de 50%) par rapport à l'éolien terrestre, même si le coût du premier est plus élevé (26,25min). L'exemple du Danemark qui produisait en 2019, 47% de son électricité à partir de l'éolien avec un facteur moyen de charge de 30% (27) et sans utiliser des capacités hydrauliques comme moyen de stockage, montre aussi un système qui n'est pas orienté vers l'objectif zéro carbone. En effet, les centrales à biomasse sont utilisées et 40% de la production d'électricité est exportée (28). Ceci alors que ces centrales n'ont pas un bilan carbone très intéressant (13min). La transition énergétique ne se résume en effet pas à l'utilisation des énergies renouvelables, et il faudrait que le Danemark utilise par exemple les techniques de CCS ou CCUS pour parvenir à l'objectif zéro carbone (29) (30) ou les moyens de Step, l'équilibrage via le réseau électrique européen n'étant probablement pas suffisant. Les prix spots négatifs de l'électricité observés, pendant certaines plages horaires dans le marché Européen (30a) (30b) , montrent à eux-seuls la rentabilité à moyen terme des Steps. Cependant en 2023 un projet de stockage du Co2 est lancé en mer du Nord (31). Par ailleurs, les analyses de coûts avancées par Rte (32,p33/64) qui ne sont pas justifiées dans le détail, reposent principalement sur des estimations des coûts de stockage liés à l'utilisation des énergies renouvelables intermittentes. Or, il semble ces estimations semblent assez aléatoires dans la mesure où les techniques de CCUS, qui peuvent participer pour une part très importante de ces estimations ne sont pas mentionnées (33,p36/64) (34) (35) (36). Il y a par exemple une référence à l'utilisation de l'hydrogène (37,p40/64) alors que c'est le moyen le plus onéreux de stockage de l'énergie (38, 3.4.3). Le stockage par batteries semblent assez approprié à la production électrique solaire locale, et les CCUS à la celui de l'éolien (39) dont l'intermittence est nettement moins prévisible. En effet dans le cadre de la transition énergétique le calcul du coût de la modification du mix électrique ne peut totalement être isolé des solutions retenues comme moyens de substitution aux énergies fossiles, qui sont pour une large partie en 2022 encore assez inconnues. Ceci pourrait être le cas en particulier si on devait trouver des débouchés immédiats pour un stockage massif d'électricité provenant de l'exploitation de la totalité du potentiel éolien offshore, qui pourrait être d'ici 2040 la première source de production d'énergie électrique en Europe (40). A défaut d'utiliser les CCUS il faudra probablement équilibrer le réseau électrique Européen en développant davantage les sites permettant l'exploitation de solutions le pompage-turbinage (41) qui constituent la solution de stockage de l'énergie d'origine électrique -à grande échelle, et à moyenne-longue durée- la moins chère (42, p12/21).
Quelles gestion de l'intermittence?
Peut-on la gérer par le maintien d'une production à partir d'énergies fossiles ou faut-il développer les CCUS et le pompage-turbinage? Le pompage-turbinage représentait en 2016, 99% des capacités de stockage de l'électricité dans le monde (43). En 2020, 99% de la puissance de stockage installée sur le réseau Français était hydraulique (44). Il existe déjà de nombreuses méthodes sur le réseau Européen pour pallier à la variabilité (45). Une étude montre aussi qu'exploiter 2% des sites possibles de pompage-turbinage dans le monde permettrait de résoudre la question de l'intermittence des Enr (46, p17/19) (47, 7 min) (48) . La théorie du foisonnement (ou compensation de production électrique entre zones géographiques) se révèle inapplicable au delà des continents, à cause en particulier des risques géopolitiques (49). En France, le suivi de charge, ou réduction temporaire de la puissance d'origine nucléaire due à un surplus de production d'origine renouvelable, aboutirait à une usure prématurée des centrales (50) et à une augmentation des coûts de production (51). La France était ainsi en 2025, l'un des pays Européens avec les plus faibles capacités de stockage électrique (52)(53) alors que France Hydro électricité reconnaissait que l'on pouvait augmenter la production hydroélectrique de 20% avec l'ouverture de chantiers déjà répertoriés (46b), et tandis que les épisodes avec des prix négatifs se multiplient depuis 2023 (54). Le nombre d'heures où le prix de production de l'électricité a eu un prix négatif a été en effet multiplié par 5 en 2024, par rapport à l'année précédente (55), tandis que le prix spot est en moyenne nul en Europe dans la plage 10h/16h (55a). Le manque de moyens de stockage en Allemagne a par exemple été la source d'une grande variabilité des prix de gros en 2024 (55b).
Quels besoins de stockage?
Une étude montre qu'il faut environ dimensionner les moyens de stockage à 25% de la production intermittente (48min). Certains vont jusqu'à un pourcentage de 33% (p3/4), chiffre qui nous parait insuffisamment documenté. Le ratio de 25%, s'explique par une variabilité moyenne journalière de la production des Enr intermittentes de 15% en été et 30% en Hiver (p43/60). La théorie du foisonnement (56), qui permet par exemple de pallier à l'intermittence de l'éolien, nécessite aussi des investissements importants dans le réseau, est liée à une volatilité importante des prix et met en jeu la souveraineté énergétique des pays. Elle a en pratique des limitations (55c). Dans le cas d'un scenario de production de 100% Enr, sur la base d'une consommation maximale d'électricité de 1500 Twh/n et en excluant tous les autres moyens de stockage possibles (CCus, batteries), la capacité de steps devrait alors être en France multipliée au moins par 26=157/6 (57), pour atteindre environ 130 Gigw (=26*5) de capacité(76, 47min). Si on se place dans le cas du scenario N03 de Rte , 38% de la production viendrait en 2050 des Enr intermittentes (p17/64), ce qui représenterait et environ 241 Twh (= 0,38* 635), en 2050. Il faudrait alors que les steps aient une production annuelle au maximum de 60Twh (=0,25*241), contre 6Twh en 2022, ce qui représente environ une multiplication de la puissance installée par 10, à 53 Gigw (=(60/5,7)*5) (58) (p2/5) (p11/15). L'énergie réellement délivrée globalement est en particulier liée au nombre de cycles qui sont faits dans l'année et dans une moindre mesure à la variabilité hydrologique. Ce dernier chiffre d'une multiplication par 10 des capacités existantes, a été estimé en prenant en compte les pires conditions (l'année 2022 a été très sèche (60)). Si la capacité de stockage des steps est de 22Gwh (60a) et qu'en 2024 l'énergie annuelle fournie a été de 6,4 twh (60b), cela signifie que nombre de cycles moyen/an= 6,4/0,022=290 cycles. Les steps peuvent en effet avoir entre 365 cycles par an (utilisation exclusive en mode journalier) et au minimum 52 cycles (utilisation exclusive en mode hebdomadaire). On voit donc que les steps Françaises qui représentent, en 2025, plus de 90% des capacités de stockage (60c) sont utilisées majoritairement pour du stockage journalier (gestion de l'intermittence du solaire). A contrario le power2gaz est approprié pour le stockage inter saisonnier (p90/238).
Cependant, on ne peut pas limiter les moyens de stockage aux seules steps, même si elle constituent le dispositif avec le meilleur rendement. En réalité, la capacité de steps nécessaire est aussi plus faible à cause de la distinction entre le stockage journalier/hebdomadaire et inter saisonnier (voir ci dessous). Cela reviendrait, en théorie, à multiplier par 2-3, la capacité des barrages existant en 2024, qui s'élève à 25,6GW (61). En 2024, 69,3Twh on été produits par les Enr intermittentes (62) et l'écart s'accroît entre la capacité de stockage des steps, et celle nécessaire qui devrait atteindre dans un système équilibré, 0,25*69,3*0,46=8 Twh. Ceci alors que, selon certains, les capacités de production des centrales nucléaires ne sont pas exploitées au maximum de leur potentiel (63) (64). Selon certaines analyses (76x) cela aurait réduit de 90% à 75 % le facteur de charge, et entraîné une perte de production d’environ 1,3 TWh par GW installé, c'est à dire un déficit de production possible de 80Twh (65). Ce dernier chiffre parait cependant difficile à justifier entièrement, dans la mesure où le facteur de charge inclut aussi les arrêts de maintenance technique et de chargement du combustible. Un rapport du sénat de 2024 limite ainsi à 30Twh/an seulement la perte de production due à la modulation (66, (3)). Ce dernier chiffre correspond à l'estimation que nous avons fait (voir infra) sur le déficit en moyens de stockage inter saisonnier (power2gaz) estimé lui aussi à 30Twh/an. Les projets de capacité de stockage envisagés en 2024, en France, ne sont donc pas en phase avec ceux visant à l'intégration de nouvelles Enr intermittentes, alors que les capacités correspondantes existent (p40/60). Certains pays comme l'Espagne ne pratique pas la modulation (67): leur fonctionnement repose sur des cycles d'exploitation continus, interrompus uniquement par des arrêts programmés pour maintenance, malgré une proportion d'Enr intermittentes en 2023 voisine de 40% (68). Il y a cependant une perspective d'installer 12Gw de puissance d'électrolyseurs d'ici 2030 (69). Il serait judicieux par ailleurs de généraliser les projets de pompage turbinage simultanés (PTS), (70), qui permettent d'augmenter les capacités de stockage sur les centrales hydroélectriques existantes.
Dans les départements d'outre mer, comme la Réunion, qui envisagent par exemple sauf changement un mix électrique basé à prés de 60% sur les Enr intermittentes (fig24) d'ici 2030, il faut aussi conjointement multiplier les projets de steps comme celui de Tanika (71). Il n'y a en effet pour ces iles pas d'autre compensation de l'intermittence que celle venant des centrales biomasse ou fossiles, dont l'utilisation limite la voie vers une électricité zéro émission à l'horizon 2050.
On peut toutefois affiner le calcul précédent, en distinguant en particulier les besoins en stockage saisonnier et journalier/hebdomadaire. En particulier, si l'on retient l'hypothèse que les steps sont surtout utilisées pour du stockage journalier/hebdomadaire (72) et que les besoins inter-saisonniers représentent environ 90/159=56% (47min) des besoins de stockage. Dans ce cas la puissance installée nécessaire en steps d'ici 2050 ne serait que de 0,46*53=24GW, dans le scenario de référence N03 (50% de renouvelable) de Rte. Ceci chiffre est à comparer avec la capacité Française qui a été évaluée en 2016 par la commission européenne à 15-30Gwh d'ici 2050 (p11). Les 90TWh de consommation inter-saisonnière à stocker pourraient l'être avec un coût nettement plus élevé (rendement de 30% (73)) en utilisant du power2gaz ou power2methanol et des CCUS. En proportion, les Enr intermittentes représentant 13% du mix en 2024 (74), on peut évaluer à 13/39*24=8 Gw la capacité minimale de steps nécessaire en 2024 en France, alors que la capacité installée n'est que de 6Gw (75) et les projets limités à 1,5Gw de puissance additionnelle (76)(77)(78). Concernant le stockage inter-saisonnier si on évalue à 13/39*90=30Twh la production nécessaire du power2gaz, et en retenant l'estimation de l'Ademe qui envisage 30 Twh pour 6,5Gw de capacité (79) d'ici 2030, on voit alors que le déficit en installation de power2gaz serait en 2024 de 6,5Gw de capacité (ce qui correspondait à l'objectif de capacité d'électrolyseurs fixé en 2020 (80)), si on met de côté la rentabilité des installations. A l'horizon 2050, c'est la totalité des centrales thermiques électriques qui devraient être converties en power2gaz, à cause des besoins de stockage imposés par le scenario N03 (p96/238). Le coût de ces dernières transformations est relativement modeste car il peut être estimé à environ 1 Milliard par Gw de puissance (82). Le coût de production du e-gaz est toutefois environ 3 fois plus élevé en 2023 que celui du méthane (83) d'origine fossile. On voit cependant qu'en 2025, les projets de déploiement d'électrolyseurs en France, ne sont pas reliés aux centrales thermiques à gaz, mais visent plutôt la décarbonation de l'industrie (p7/57) .Le power2gaz est aussi en concurrence avec d'autres moyens comme par exemple le stockage par air comprimé qui présente un meilleur rendement (84).
On peut déduire aussi à partir des chiffres cités une évaluation du rendement corrigé des Enr intermittentes, du aux contraintes de stockage. En effet si 25% de la production de ces énergies doit être stockée, dont 54% en stockage inter-saisonnier (ce qui est fait avec le power2gaz, qui a lui même un rendement de 35% (85)) et 46% en stockage journalier/hebdomadaire via les steps (qui ont un rendement de 80% (86)) alors le rendement corrigé brut s'obtient à partir de la formule: r (rendement)= 0,75+ 0,25*(0,54*0,35+0,46*0,8)=0,89
Si on prend le cas d'un pays qui n'a aucune ressource physique permettant l'installation de steps ou qui n'a pas les moyens d'effectuer les investissements liés, l'intermittence pourrait être gérée uniquement par le power2gaz. Dans ce cas r (rendement)= 0,75+ 0,25*0,35=0,83
En réalité ces derniers calculs sont des approximations. En effet, il faut aussi prendre en compte que le rendement de production d'électricité dans centrales dites CCGT (Combine Cycle Gas Turbine) est de 70% (87). Ainsi le rendement réel du power2gaz n'est pas de 0,35 mais il doit être évalué à partir de deux étapes successives:
- 1ere étape: production de d'électricité à partir de gaz fossile et capture du CO2. Le rendement est de 0,7
- 2eme étape et étapes ultérieures: production de gaz de synthèse à partir d'électrolyseurs et du C02 capturé.
Le rendement global peut négliger la première étape puisque la deuxième peut être reproduite indéfiniment (en supposant un taux de capture du CO2 de 100%). On peut l'évaluer à 0,7*0,35=0,24
A partir de cette correction le rendement rendement corrigé des Enr intermittentes, du aux contraintes de stockage est au minimum r (rendement)= 0,75+ 0,25*0,24=0,81
On pourrait de la même façon corriger le rendement brut de l'énergie nucléaire qui nécessite aussi indirectement du stockage qui est opéré en pratique par l'utilisation des centrales électriques thermiques à gaz.
On peut comparer le cout du Mwh des Enr intermittentes avec celui du nucléaire. En effet si l'on retient que 80% du cout du e-methane vient de celui de l'électricité (p2/7), alors le cout des Enr intermittentes intégrant le cout du stockage est: 0,25* (x/0,8+50) + 0,75* x où x est le LCOE (Levelized Cost of Energy) des Enr intermittentes. x est estimé avec une fourchette haute à 60Eur /Mwh (93) (94) (95). En effet, si les Enr sont utilisées pour produire le power2gaz, on peut retenir le cout de production x de l'électricité plutôt que le prix de marché de gros l'électricité, qui est par exemple en 2025 plus élevé (80Eur/Mwh). Le cout total (intégrant la gestion de l'intermittence) des Enr intermittentes est donc environ de 1,06*x + 12,5= 75Eur/Mwh. Il est donc supérieur à celui du nucléaire existant voisin de 60Eur/Mwh (96) mais inférieur à celui du futur nucléaire (filière Epr), évalué par la cour des comptes à 90 Eur/Mwh (p27/97) (97) (98). Ces derniers chiffres sont cohérents, par exemple, avec l'estimation de Rte pour le scenario N03 (50% Enr, 50% Nucléaire) à l'horizon 2060 qui donne un cout complet pour le nucléaire légèrement supérieur à celui des Enr (96a).
Quel coût de revient pour le power2gaz?
. Une estimation globale.
On peut aussi donner une évaluation, en 2025, du niveau de taxe carbone qui devrait exister sur la production d'électricité à partir du gaz fossile sans captation du CO2, pour que le power2gaz soit une alternative rentable. En effet, le prix de gros de l'électricité est en France de 75Eur/Mwh (88) et celui du gaz de 35Eur/Mwh (89). Le rendement du Power2gaz étant de 0,24, le prix du Mwh en power2gaz serait en première approximation de 75/0,24=312 Eur/Mwh. Le coût pourrait être plus élevé si on intègre la capture du CO2, mais aussi minoré par un taux de capture inférieur à 100%, ce qui oblige l'emploi d'une part de gaz fossile (pour compenser la perte de CO2), moins onéreux (90). On retiendra finalement l'estimation la moins élevée de 185Eur/Mwh (91)(92) avec une perspective de 150Eur/Mwh en 2030 (p8/11).
. Un prix dépendant du cout de l'électricité et du taux d'utilisation des électrolyseurs (p53/86).
Par ailleurs, l'analyse des données de marché des prix spot de l'électricité en Europe fournies par Rte (92a) montrent un prix de l'électricité moyen quasi nul entre 10h/16h, à cause des capacités solaires très importantes. Cette plage horaire pourrait donc être utilisée pour un cout de production du power2gaz voisin de 50Eur/Mwh (=0,25*185), au lieu de 150-185Eur/Mwh aux autres moments de la journée. Le prix de l'électricité intervient en effet pour 75% du prix du power2gaz (p3/7). Sur cette plage horaire le power2gaz pourrait donc avoir un coût de production voisin du prix du gaz fossile (92b). Pourtant en réalité le prix de gros l'électricité sur cette plage horaire n'est pas inférieur à 80Eur/Mwh (92c), à cause des différents mécanismes de tarification mis en place (merit order, moyennes, contrats..). La rentabilité du power2gaz en Europe est donc pour une part liée aux mécanismes de marché du prix de l'électricité mis en place. Une solution pourrait être de ne pas dissocier les producteurs d'Enr intermittentes de ceux du power2gaz pour que cette dernière technologie puisse profiter du cout de production de l'électricité des Enr intermittentes (contrats PPA (92d) (92e) (p27/42)), au lieu du prix de marché. En effet, le power2gaz n'aurait, en 2025, de rentabilité que comme solution de gestion de l'intermittence des Enr (coûts marginaux nuls (p4/7)).
La rentabilité dépend aussi du taux de charge des électrolyseurs et de leur taille (92f) (p149/238), ce qui inciterait plutôt à rapprocher la production des centrales thermiques électriques existantes qui peuvent être associés à des électrolyseurs de plus grande taille et où les moyens de stockage du méthane existent déjà et ont été amortis. Il reste cependant des difficultés importantes pour obtenir un cout compétitif (p5/16) de e-hydrogène, si les électrolyseurs n'ont au minimum qu'un facteur de charge de 20%, alors que le facteur de charge des Enri n'est en moyenne en France que de 18%.
On pourrait donc en réalité déterminer un modèle de prix intégrant le taux d'utilisation des électrolyseurs et le coût de l'électricité. Par exemple si le taux d'utilisation est de 25% et le prix de moyen de l'électricité de 64Eur, le LCOE de l'e-hydrogène est de 7,4Eu/kg (p5/16). Si le taux d'utilisation est de 90% et le cout de l'électricité de 50Eur, le LCOE de l'e-hydrogène est de 3,13 /kg (p7/16), c'est à dire une diminution de 1-3,13/7,4= 58% du coût. Il faut donc d'une part probablement dimensionner la capacité des électrolyseurs de manière suffisante pour qu'ils puissent à tout moment convertir l'excès de production des Enri en e-hydogène.
D'autre part, il faut faire un arbitrage entre deux modes d'utilisation:
-soit alimenter les électrolyseurs uniquement par des Enri. Le taux moyen d'utilisation sera alors au plus de 20%, avec un cout de production moyen pour le power2gaz voisin de 250Eur/Mwh.
-soit alimenter les électrolyseurs par de l'électricité pilotable décarbonée et des Enri en période de pointe, avec un cout de l'électricité plus élevé, pour viser un taux d'utilisation au moins de 90%, mais avec un cout de production possiblement deux fois plus faible (p16/86). En France, compte tenu de la différence assez faible entre le cout des Enri et de l'électricité pilotable il semblerait que cela soit la solution la plus rentable. Dans ce cas, 20% du temps l'électricité est au prix des Enri (50Eur) et 80% du temps aux prix du nucléaire ancienne génération (60Eur), donc en moyenne à 58Eur. Le prix du power2gaz est dans ce cas voisin de 130Eur/Mwh.
La deuxième option semblerait donc la meilleure.
En réalité, si l'on fait par exemple un calcul à l'horizon 2030, où 0,54*144*0,25= 19,44twh devraient être stockés en inter saisonnier. Si on évalue le prix de l'électricité à partir du gaz fossile à 70Eur/Mwh (92g) alors on aurait trois possibilités:
-débrancher les Enri pendant les périodes de surproduction et compenser les pénuries d'Enri par du gaz fossile. Le cout serait alors approximativement de 19,44M*(70+50)=2,3 Milliards. Si on intègre le cout de la taxe carbone, qui en 2025 en France vaut approximativement 30Eur/Mwh, le cout du scenario devient 2,9 Milliard.
-produire du power2gaz avec uniquement les Enri, avec un taux d'utilisation des électrolyseurs voisin de 20%. Le cout serait de 19,44M*250+19,44*35 (conversion du e-gaz en électricité)=5,54 Milliards.
-produire du power2gaz avec les Enri et l'électricité pilotable non carbonée, avec un taux d'utilisation des électrolyseurs voisin de 100%. Le cout serait de 19,44*130 +19,44*35 (conversion du e-gaz en électricité)+19,44*30 (cout de capture du carbone) =3,8 Milliards. Dans ce cas il faut aussi rajouter l'investissement dans des électrolyseurs qui doivent être dimensionnés avec une capacité 5 fois supérieure en moyenne au deuxième scenario. Le cout global, comprenant l'amortissement supplémentaire, reste probablement inférieur à la deuxième alternative.
Les chiffres ci-dessus, montrent que la rentabilité en moyenne, en 2025, du power2gaz n'est pas la meilleure, le scenario consistant à débrancher les Enri pendant les périodes de surplus étant le moins couteux, mais aussi le plus émetteur de Ges. Ainsi, une hausse du prix du gaz fossile par exemple de 165-150=15Eur Mwh, par rapport au cours de 2025, pourrait rendre le troisième scenario moins couteux que le premier scenario, si toutefois la taxe carbone sur la production d'électricité compensait au moins le prix de la capture du CO2. Une augmentation du prix du gaz fossile par rapport à 2025, serait toutefois peu probable avant 2035 (99h). Par ailleurs, le cout moyen de la taxe carbone en Europe pour les producteurs est en 2025 voisin de 15Eur/Mwh pour la production électrique à partir du gaz tandis que le cout de capture du CO2 est voisin de 30Eur/Mwh.
Il faudrait donc une taxe carbone d'au moins 195-150 =45 Eur/Mwh (au lieu de 14Eur/Mwh, en 2025, (93) via les quota d'émission ETS) appliquée aux producteurs d'électricité carbonée (p85/149) pour que le power2gaz soit rentable. Cette taxe carbone ne peut donc être envisagée que dans un mix électrique déjà très majoritairement décarboné (nucléaire ou Enr), pour qu'elle n'affecte que la production d'électricité liée à la gestion de l'intermittence inter saisonnière. Le mix électrique moyen dans l'UE utilisant encore en moyenne pour 1/3 les fossiles (100) cela ne paraît pas envisageable en 2025, sauf de manière isolée pour la France (les niveaux de taxe carbone ne sont en effet pas limités à la hausse en Europe). Une telle hausse rendrait alors rentable le power2gaz en France.En réalité il y a déjà une taxe de l'accise sur l'électricité (ex-CSPE) qui est appliquée aux entreprises consommatrices, au niveau moyen de 25Eur/Mwh. Il suffirait donc de modifier les conditions d'application de la fiscalité (sans modifier le niveau global) en appliquant cette taxe au niveau des producteurs (ce qui permettrait aussi une modulation suivant l'intensité carbone de l'électricité), qui consisterait en un transfert de l'accise vers l'ETS2 (100a), pour assurer la compétitivité du power2gaz. En Europe, la directive concernant ETS2, doit être transposée dans le droit national d'ici Juin 2026 (100b).
Ceci n'empêche toutefois pas qu'au niveau mondial 54Gw de capacité de power2gaz soient déjà en chantier avec une mise en service prévue en 2030 (101).
Pourtant en 2025 les projets Français, restent mal explicités et se limiteraient à une production de 22TWh à l'horizon 2050 (101a) (p165/238), alors que les besoins à cet horizon sont de 90Twh.
A défaut de mettre en place rapidement des infrastructures de power2gaz pour pallier à l'intermittence des Enr, et qui s'intègrent dans un schéma neutre en émissions à l'horizon 2050, il a cependant une solution provisoire moins onéreuse qui consiste à gérer l'excès de production des Enr par sa transformation en hydrogène, pour par exemple le mélanger à hauteur de 6% (p2/46) à la production de gaz fossile, qui s'est élevée en 2023 à 399 twh (101b). Cela permettrait de gérer un surplus de 0,06*399=23twh, et d'effacer ainsi une grosse partie des 30twh annuels de modulation qui est pratiquée avec les centrales nucléaires. On peut aussi utiliser l'hydrogène directement pour la décarbonation processus industriels (métallurgie..) qui demandent de la production de chaleur (voir article hydrogène). Mais la capacité d'électrolyseurs en France en 2025 reste également insuffisante (101c) tandis que celle envisagée à l'horizon 2030 (101d) qui se limite à 4,5GW, est calculée a minima. En effet, cette dernière capacité est envisagée pour la production de 144twh d'Enr intermittentes en 2030 (p12/42), et 19twh de production d'hydrogène alors que celle-ci devrait atteindre dans un système ne perdant pas l'excès de production des Enri: 0,54*144*0,25= 19,44twh. Il n'y a par ailleurs aucune augmentation de capacité de steps envisagée alors qu'il faudrait à l'horizon 2030 pour assurer la stabilité du réseau pour le stockage journalier/hebdomadaire, dans une perspective zéro émission, une augmentation de 5*0,7=3,5Gw.
Cependant, le procédé consistant à produire de l'hydrogène turquoise, 50Eur/Mwh (104a) est moins onéreux que l'hydrogène vert (au minimum 120Eur/Mwh (104b), voir article sur l'hydrogène du site). On peut alors l'utiliser ensuite dans des piles à combustible ou des Turbines ou moteurs à hydrogène (102) (76v) mais le procédé, reste toutefois dépendant du gaz fossile. Cette dépendance pourrait être levée en France avec le développement envisagé des ressources en biogaz: production de 28Twh en 2028 (103) et 85Twh en 2035 (104). L'hydrogène turquoise apparait comme une solution très intéressante en particulier pour la décarbonation des industries nécessitant la production de chaleur. Il est déjà compétitif par rapport au gaz fossile pour la production électrique avec des piles à combustibles pour un cout voisin de 85Eur/Mwh contre 70+15 (taxe carbone)=85Eur/Mwh pour le gaz fossile. Il n'est toutefois pas certain que l'on puisse produire des piles à combustibles à l'échelle demandée (104a) pour le remplacement des centrales électriques à gaz.
Le facteur de charge, en 2025, des centrales thermiques gaz/fioul est faible. Alors qu'il pourrait être au maximum de 91% (105) et que la capacité installée est de 15,5GW (106), le potentiel de production de ces centrales pourrait être de 15,5 GW×8 760 heures/an×0,91=124 TWh/an. Or il n'a été par exemple en 2023 que de 31,6Twh et de 20Twh en 2024(107) , ce qui montre un facteur de charge en 2023 de 31,6/124=25% et en 2024 de 20/124=16%. Même si ces centrales ne sont pas destinées à avoir un facteur de charge important, puisqu'elle ont été conçues pour réguler les variation de consommation et de production. Parmi les centrales existantes les centrales de type Combine Cycle Gas Turbine (CCGT) (108), qui représentent une puissance installée de 8Gw, sur un total de 15,5Wh émettent 30 à 40% de CO2 en moins et devraient être conservées et utilisées en priorité. On pourrait donc convertir les unités restantes avec une capture du carbone et du power2gaz ou les convertir pour utiliser la pyrolyse du méthane, pour un cout moins élevé et sous réserve de faisabilité technique (109) (110). Il faudrait, en effet, dans le cadre du schéma Rte-N03 conserver une capacité de production globale de 90twh sur les 124twh potentiels de ces installations.
Il est à moitié étonnant que l'Etat Français ait été condamné par le conseil d'état (111 pour une certaine inertie dans sa lutte contre le réchauffement climatique. En effet par exemple 7,2% (112) du mix énergétique électrique Français vient des énergies fossiles et 1,8% de la biomasse, toutes deux émettrice de GES. Certaines sociétés comme Engie (113) gagnent de l'argent en produisant de l'électricité issue de la biomasse ou des centrales à gaz (114), ce qui contribue à augmenter l'effet de serre. L'état pourrait en effet, au delà des problèmes de saisonnalité, interdire les productions d'électricité carbonée, au moins en France métropolitaine, dans les 5 prochaines années. On pourrait en effet semble-t-il dans ce domaine limiter grosso-modo les exportations à 11-7,2-1,8%=2% et renoncer à utiliser les énergies fossiles et la biomasse pour la production électrique. La captation du C02 pour la transformation en méthanol pourrait semble-t-il assez bien résoudre les problèmes d'intermittence et de variations de la production électrique car une politique de stockage de l'énergie pour la production d'électricité d'origine décarbonée n'a pas été à ce jour mise en place (115).
A défaut il y de nombreuses possibilités de pompage-turbinage à développer, en particulier dans les territoires non métropolitains (116) (117). Ainsi, alors que le rendement du pompage turbinage est supérieur à 75%, les capacités Françaises installées ne dépasseraient pas en 2021, 6 Gw, c'est à dire pas plus de 23% de la puissance hydro-électriques tandis qu'un potentiel de 5GW n'est d'après Edf pas exploité (56). En Allemagne, qui a beaucoup moins de sites exploitables (118), la capacité installée était en 2024 de 9,4GW (119). Ceci alors que la capacité de steps en France est aussi évaluée, au maximum, à 22 fois la capacité déjà installée (120), en 2024.Une étude de la commission européenne, estimaît cependant, en 2016, cette capacité à 15-30Gwh pour la France d'ici 2050 (p11), c'est à dire au moins 3 fois la capacité installée en 2024.Selon l'Aie il faudrait multiplier par 4 la capacité de step installée en Europe d'ici 2050 (72, tableau 2), (73, capacité 2019), et par 2 les capacités de stockage d'ici 2030 (121, p20/26), ce qui correspond environ à 5% d'augmentation annuelle. La capacité en Step en France a été estimée à au moins 20 fois la capacité installée en 2020 (122). Une autre étude estimait le potentiel entre 14 à 33 Gw (123), qui permettrait probablement de remplacer la majeure partie des centrales à gaz destinées à la production électrique (hypothèse de 1.4Twh annuel produit par Gw de puissance installée).
La Chine est ainsi parmi les grands pays, celui qui augmente le plus rapidement la part de l'électricité dans sa consommation finale d'énergie (124). Afin de gérer l'augmentation de la part des Enr dans son mix, la Chine a ainsi pour projet d'installer, d'ici 2030, 220GW de capacité de steps (125), nettement au delà des besoins envisagés par l'Aie (Tableau 2). Ce dernier chiffre permet de vérifier la la règle des 25% citée plus haut. En effet, si 1190 Twh ont été produits en 2022, par des énergies renouvelables intermittentes (126), alors la capacité de steps installée pour cette production doit être environ de 0,25*1190*5/6=250Gw, alors 40Gwh existent déjà (127). Cette capacité de steps serait toutefois insuffisante si les capacités d'énergies renouvelables intermittentes doivent encore augmenter jusqu'à 1200 Gw, en 2030 (128), contre 760Gw en 2022. En comparaison, le développement des steps est trop lent en Europe (129), ce qui a pour conséquence par exemple de prix journaliers (spot) très variables, suivant les pays au cours de la journée(130) (p60/157). En effet, la production électrique intermittente dans l'Ue ayant été en 2023 de 720Twh (131), elle devrait être associée à une capacité de steps de 0,25*720*5/6=150Gw, alors qu'en 2019 celle ci était voisine de 53 Gw (p58), et nettement en dessous du potentiel. L'augmentation de capacité paraît d'autant plus nécessaire qu'en hiver la capacité de production des barrages est en moyenne 1/3 plus faible qu'en été alors que la consommation d'électricité hivernale varie en sens inverse en étant environ 40% plus élevée en hiver qu'en été (132). L'énergie éolienne est également nettement plus importante en hiver, et dès que son niveau de production excède la consommation hivernale, elle peut être stockée en utilisant les steps, qui peuvent avec les barrages constituer un cycle partiellement fermé de l'eau (133).
Quelle capacité exploitable?
La station de pompage turbinage de Grand'Maison en France a produit 1.2Twh pour 1 Gig de puissance. Les chiffres à la baisse de production hydroélectrique en 2022 (134), témoignent aussi d'un potentiel incomplètement exploité, alors que la France était exportateur et importateur d'électricité en 2021. Les centrales à gaz dont la puissance installée en France représentent au moins 6.6 Gw (135) ne servaient en réalité, avant 2021, qu'à pallier l'intermittence et pourraient ainsi être supprimées en partie par l'exploitation des capacités annoncées en hydro-turbinage. Alors que 46 Twh de gaz ont été utilisés exclusivement en 2021 pour la production électrique (136) d'après le ministère de l'environnement 1 Gw de puissance installée en STEP permettrait de produire en moyenne 0,3Twh/an (137). Le chiffre paraît faible en comparaison de la moyenne mondiale qui se situerait plutôt à 3.2Twh annuel/ Gw de puissance (138) et à 1.4Twh/Gw en France (139,18min). Les steps constituent le moyen le moins cher de stocker la production électrique (140, p5/13). Les projets sont cependant bloqués en France depuis les années 2010 à cause des règles de marché (141) (142). Il avait en 2013 selon Edf au moins 5 Gw de sites de step "marines" déjà recensés et non exploités (143). Presque toutes les falaises situées en bord de mer peuvent être utilisées comme site de Step (145, 14min). Un premier chantier est cependant mis en service en 2024 à la Réunion (146).
Ceci d'autant qu'on anticipe déjà une baisse de la production des barrages à l'horizon 2050 (147). Il y a par ailleurs des solutions comme le fait de relever le niveau des digues des étangs de certaines régions comme la Camargue, ou le Nord (148), en associant leur vidage à du turbinage (149) (150) (250) ou de construire des bassins de rétention d'eau en méditerranée. L'usine marémotrice de la Rance est déjà utilisée en partie comme Step (251), et il est donc possible de rentabiliser des investissements de Steps en les associant à une utilisation marémotrice, le potentiel d'énergie marémotrice non exploité ayant été évalué en France 2018 à 15Gw (252). Le Royaume-Uni qui s'est engagé à une production électrique 100% décarbonée d'ici 2035 a aussi 5,2Gw de projets en 2022, tandis que des études estiment qu'il faudrait en réalité développer pour cet objectif au moins 13 Gw de puissance (253). En effet en 2024 98,9Twh ont été produit par les Enr intermittentes (254), et la règle des 25% impose donc une capacité de stockage des steps d'au moins 25Twh, c'est à dire une capacité d'environ 25Twh/3,2=7,8Gw, qui ne sera probablement pas atteinte avant 2035 (255). On a par exemple recensé en Australie 67 Twh de capacité de stockage (256). L'Allemagne, en 2021, est par moment obligé de mettre à l'arrêt certaines éoliennes (257, 4min40) car elle ne parvient pas à distribuer le surplus de production électrique, aurait aussi intérêt à développer ce type de stockage. Elle doit en effet faire appel à d'autres pays (Suisse, Norvège, Autriche) pour pallier à son déficit de capacités installées (258). L'exemple à échelle réduite de l'île El Hierro des Canaries montre cependant qu'il ne faut pas sous dimensionner les capacités de Step pour pouvoir assurer un production électrique à partir 100% de renouvelables (259)(260). Ainsi, la compensation via les interconnexions entre les pays de européens, même si elle atteint plus de 10% en moyenne de la production, paraît en 2024 insuffisante, pour assurer une électricité complètement décarbonée. Ceci, alors que la plupart des pays européens ont par ailleurs une faible capacité de production d'origine nucléaire (261). La solution de contournement consistant à stocker du CO2, en continuant à utiliser des énergies fossiles, comme l'envisage le Danemark (262) ou la France (263), si elle permet aussi d'accélérer la transition, reste toutefois provisoire à une certaine échelle de temps (épuisement des fossiles, saturation des capacités de stockage du CO2) et ne peut être la seule envisagée. L'Allemagne, qui envisage une électricité produite à 80% à partir des Enr en 2030 (264), semblait vouloir faire reposer sa gestion de l'intermittence principalement par un futur développement de steps en Norvège (265). Cependant une étude a estimé les besoins de steps pour l'Allemagne à au moins 45 Gwh de capacité (p6/10), c'est à dire environ 5 fois la capacité disponible en 2030, qui sera probablement voisine de 9,4Giw (266),alors que les ressources en Europe sont au moins 7 fois supérieures à celles exploitées (267). En 2018, on évaluait déjà à 25Gw les besoins pour l'Allemagne (268). Alors que 186 Twh ont été produites en Allemagne en 2022 à partir du solaire et de l'éolien (269), l'application de la "règle des 25%" impliquerait à cette date, dans un schéma zéro émission, une capacité stockage par les steps nécessaire de 0,25*186*5/6=39Twh, alors quelle n'était que voisine que de 7Twh (270). Le projet d'une interconnexion importante avec la Suède a été abandonné en 2024 (271). En France si des investissements importants à hauteurs de 100 milliards sont envisagés pour moderniser le réseau électrique (272), en 2024 les projets de steps se limitent à 1,7 Gw de capacité additionnelle d'ici 2035 (p37/67).
Le Canada par exemple est très en retard dans le cadre de la transition dans ce domaine alors que sa capacité de Steps peut être estimé à 200.000Gw (p8/77), et que sa capacité effective est négligeable (273). Le potentiel de d'hydroélectricité est par ailleurs estimé en 2013, au triple de la puissance exploitée (274). Ceci alors que la part des énergies fossiles reste importante dans son mix électrique (275) (276) et que l'exploitation de la totalité du potentiel hydraulique permettrait de produire une électricité entièrement décarbonée (277) (p14). Le Canada reste l'un des plus émetteurs en proportion de son Pib, après la Chine et la Russie (278) (279).
Le pompage-turbinage revient plus cher à court/moyen terme que le recours à des centrales à gaz (280), pour gérer l'intermittence, car il représente des coûts d'investissements (Capex) beaucoup plus élevés. Cependant, le coût du gaz en France est en effet appelé à augmenter à cause d'un accroissement probable sa taxation, justifié par des externalités croissantes (en 2020, la taxe carbone restait encore faible, en comparaison d'autres énergies p19-fig5 ), et également de l'augmentation prévisible de son cours liée à sa future raréfaction (10, graphique, 21 min). En effet, le pic mondial de production du gaz est attendu vers 2040 (281, p36), date à laquelle son prix va commencer à augmenter à cause de sa raréfaction. Les centrales à gaz doivent aussi dans le cadre du SEQE-Eu devenir neutres en émissions d'ici 2035 (p21).
Evaluation du cout de remplacement des centrales thermiques Françaises par des steps.
La France produit encore 12% de son électricité par des centrales thermiques à gaz. Si la France parvenait à exporter au moins 12% (part produite par les fossiles) de son électricité d'ici 2027 (d'après la loi PPE-2027), cela signifierait alors que l'on disposerait alors d'assez de capacité de production électrique pour remplacer la quasi totalité de ses 12 centrales thermiques à gaz productrices d'électricité par des Steps. Cela s'est déjà produit en 2024 avec 16% de la production d'électricité qui a été exportée (282) (283), tandis que 5% de la production a quand même été faite à partir des fossiles (284). Ces centrales thermiques ont une capacité totale de 5.8 Gw . Or la France a importé en 2024 361Twh de gaz, dont 16Twh était destiné à la production électrique (285), pour un cout total d'environ 20 milliards (286) . L'économie annuelle par rapport à une solution gaz s'élève donc à 16/361*20=1 Milliard/an. En se basant sur une production élevée de 1.2Twh/Gw de capacité pour une solution step, il faudrait construire 33/1.2=27,5 Gw de capacités nouvelles en Step. Le scenario TerraWater, envisage pour sa part une capacité nouvelle de 42Gw (287, p37/60). Cela porterait la capacité installée en step à 6.6 + 27.5=34 Gw, soit une augmentation de 34/6.6=5.1, c'est à dire une multiplication par 5 des capacités, à comparer avec la multiplication par 4 envisagée par l'Aie. En se basant sur le coût moyen de construction d'un barrage (288), de 3.5 Milliards/ Gw -valeur plafond qui pourrait être en réalité (289, p14/19, fig14) que de 1,7Milliard/GW (290)-, la construction serait entre [27,5*1,7; 3.5*27,5Gw]=[47, 96] Milliards. L'amortissement de la construction de cette capacité de Step remplaçant les centrales à gaz Françaises peut se faire en 96/5,4=~[47,96 ans] (base prix moyen du gaz 2024, taux d'emprunt nul). Le projet de step de Grande Abondance (291), d'une capacité de 20 Gw et d'un coût estimé à 50 Milliards confirme l'ordre de grandeur de la précédente estimation.
A titre de comparaison les Etats-Unis se sont engagés à décarboner à 100% la production électrique d'ici 2035 (292). Ceci alors qu'en France d'après une étude le prix de l'électricité est couplé à plus de 75 % à celui du gaz (293), pour lequel on constate une forte volatilité (294). On constate par ailleurs sur le marché européen de grandes variabilités des prix spots journaliers et saisonniers (91e), en moyenne et entre les pays, liée en grande partie à l'insuffisance des moyens de stockage.
Les courbes de production données par Rte (295) détaillent la composition du mix instantané. Elles montrent que Rte ne privilégie pas un moindre niveau d'émissions de GES au niveau national, par rapport à la rentabilité financière du mix. En effet, on devine assez facilement à partir des courbes fournies qu'à certaines périodes coïncident des quantités exportées qui sont supérieures à celles du gaz employé, alors que ces quantités exportées pourraient remplacer la consommation de gaz constatée.
Les réglementations européenne et française.
Cependant en France, les projets de steps envisagés par Edf sont bloqués, depuis 2003 (p15/109), par la réglementation européenne de mise en concurrence dans le domaine hydro-électrique (296) (p565) depuis. Malgré 2 mises en demeure de le commission européenne en 2015, 2019 de faire évoluer le modèle économique de gestion des barrages -premier fournisseur d'Enr en France-, le système en application en 2024, bloque de nouveaux investissements, pourtant préconisés par la cour des comptes pour favoriser la stabilité du réseau (85h). En 2025, une commission parlementaire est nommée pour trouver des propositions de loi en mesure de débloquer le contentieux juridique avec la commission européenne(85i)(85j). Un changement du régime des concessions, encadré par une directive, vers celui des autorisations serait proposé: les exploitants deviendraient propriétaires des ouvrages au lieu de l'Etat.
La loi de programmation de l'énergie à l'horizon 2035, en 2022 sous-estime très largement les besoins (297 p81). Toutefois en 2025, sera relancé le premier projet depuis 1987 (298), de 0,46 Gw, alors que la capacité globale restera sous dimensionnée (299). En effet, le rythme annuel des nouvelles installations de steps devrait être au minimum de 0,7 Gigw/an (=(24-6)/25), avec le scenario N03, comportant la plus faible proportion d'Enr de Rte d'ici 2050, et neutre en émissions à cette date, alors que les centrales thermiques électriques doivent être aussi neutres en émissions d'ici 2035 (p21), dans le cadre du SEQE-Eu. A défaut de les substituer par des steps, il faudrait en effet au minimum, d'après le SEQE-Eu, faire de la capture du carbone (CCS ou plus probablement CCUS) dans ces centrales d'ici 2035. Le schéma mis en avant par certains en Allemagne, pour remplacer des centrales thermiques par des électrolyseurs (300) reste toutefois moins compétitif que les steps à long terme, car le rendement énergétique du Power2Gaz n'est que de 30% (301), contre 75% pour le pompage turbinage(93e).
Les énergies renouvelables, en France
L'augmentation de puissance installée des énergies solaires et éoliennes entre 2015 et 2020 s'est élevée à environ 25Gw (302). Il s'agit par ailleurs de types d'énergies intermittentes: la puissance installée minore la puissance délivrée. Ainsi 56 Gw de puissance installée a produit en 2020 12Twh (303) c'est à dire peu par rapport à la production nucléaire. Fin 2021, il apparaissait que 13 Gw de puissance installée des Enr était en attente de raccordement au réseau de la part d'Enedis à cause de procédures administratives (304), alors qu'en France en moyenne 70% du temps de la durée d'un projet d'Enr est consacré aux démarches administratives (305, p3/6) . D'après une étude le potentiel éolien de l'Europe est suffisant pour couvrir les besoins énergétiques mondiaux (306).
Il faudrait donc dans le prochain quinquennat pour couvrir les besoins en énergie de combustion en énergie des industries manufacturières installer 30 fois plus de sources d'énergie renouvelable décarbonée qu'on l'a fait durant la période 2015-2020.
Produire 1,5Mt de méthanol par décarbonation, permettant d'introduire le carburant M03 (3% de méthanol) dans toutes les voitures du parc automobile, Français pourrait être réalisé par une seule usine produisant 5kt de méthanol par jour (307, 3.1). Le consommation électrique de cette dernière usine étant de 1,47kw/kg de méthanol, la production de 1,5Mt correspondrait à une consommation électrique de 2,2Twh. Ce dernier chiffre correspond à 4,5% de la production des Enr en 2019 (308), ce qui est donc réalisable.
Il faudrait cependant que la France rattrape son retard (309) dans le domaine de l'éolien offshore qui est le plus productif (310) (311), en lançant davantage d'appels d'offres. La capacité de production installée en matière d'éolien offshore était en 2021 quasi nulle (312) en France et 3000 fois inférieure à celle du Royaume uni (313) alors qu'elle dispose du 2éme potentiel éolien en mer en Europe après le Royaume uni (314) et la deuxième plus grande zone maritime au monde après les États-Unis (315, 2min). La loi de programmation pluriannuelle de l'énergie (316, p26/44) à l'horizon 2028 témoigne en effet d'une sous-estimation des nouveaux besoins électriques à cet horizon, assez peu compatible avec un objectif annoncé de diminution de 30% des énergies fossiles. A titre de comparaison l'objectif de puissance installée au Royaume uni dans l'éolien offshore à l'horizon 2030 est de 40 Gw (317, p 42/188). Ceci alors que la plus productive des éoliennes se situe en hiver, période à laquelle le réseau Français est le plus sous tension (318).
Fin 2019, le parc éolien offshore de l'Allemagne d'une capacité de production de 7,5 Giw a produit 19Twh (319). Ce dernier chiffre de production correspond aussi à la quantité d'électricité importée en France en 2020 depuis les 3 pays: UK, Espagne, Allemagne (320). Ceci permet d'avoir une certaine estimation du sous investissement dans l'éolien en France en 2020, dans la mesure où la majeure partie des importations d'électricité de ces trois pays est probablement d'origine éolienne. Il est cependant en 2022 difficile d'établir l'origine carbonée ou non de ces importations, le mécanisme européen d'ajustement de la taxe carbone aux frontières étant toujours en discussion au niveau européen (321) ainsi que celui des garanties d'origine (322). Ceci alors qu'il y a par exemple une corrélation manifeste entre le niveau de taxe carbone appliqué dans chaque pays et le niveau d'émission moyen de Co2 produit par kwh produit (323). S'il faut fournir 2,2 Twh par an pour la production annuelle de 1,5Mt de méthanol, il faudrait installer environ (2,2/19) * 7,5Gig=0,86Gw de capacité. Le coût moyen du Gw (Capex) pour l'éolien offshore étant de 3 Milliard Eur/Gig (324,91/113) (325,p44/188), cela correspondrait à un investissement en capacité électrique de 2,6 Milliards d'Euros. Pour remplacer la totalité de la consommation Française de carburant il faudrait une production annuelle de 175Twh, c'est à dire une capacité de production de (175/2,2)*0,86=68 Gw de puissance éolienne offshore, ce qui est inférieur au potentiel éolien du pays estimé à 140 Gw (326). L'éolien off-shore est un des moyens de production électrique qui a le plus faible bilan carbone avec le nucléaire (327, p34/245). L'investissement en usine de captage du Co2 et transformation pour une production de 1,5Mt s'élevant à 2,2*1,5/10=0,33 Milliard (voir article "quid plan hydrogène"), le coût total du passage au carburant M03 pour la France peut être estimé à 3 Milliards d'Euros, pour une diminution annuelle de 4*1,5/10=0,6 Milliards des importations de pétrole, c'est à dire un amortissement (hors intérêts) estimé à 8 ans (5 + 3 de construction). Le coût pour le passage au carburant M15 serait en proportion d'environ 15 milliards, c'est à dire moins d'un tiers des recettes annuelles de la fiscalité environnementale, ou par comparaison moins d'un tiers des subventions annuelles accordées par l'état aux énergies fossiles. Des usines clef en main sont par ailleurs commercialisées en 2022 dans ce but (328). De plus des prototypes ont été développés pour produire du méthanol en récupérant le CO2 dissous dans l'eau de mer (329).
La France a par ailleurs parmi les marées avec le plus haut coefficient de marnage du monde (340) (fig2) (carte). Il serait par ailleurs possible de développer en France de nombreux sites sur le modèle du projet de Swansea bay, au Royaume-Uni (9s), dont la puissance envisagée était, avant l'abandon du projet, de 320Mw, avec un facteur de charge de 25%. La rentabilité d'un tel projet d'usine marémotrice est probablement supérieure (341) (342, p 4,6/7) (344) à celle d'un parc éolien compte tenu de la longévité limitée à une vingtaine d'années (345) des éoliennes et de la difficulté a contrario à évaluer la durée de vie d'une usine marémotrice (346), qui peut être comparable à celle d'un barrage (347) (348). Il y a par ailleurs un coût de gestion de l'intermittence qui est plus élevé dans le cas de l'énergie éolienne.
En ce qui concerne le chauffage, les réseaux de chaleurs de la région Parisienne, pourraient être couplés davantage à la géothermie qui y est très favorable (349) (350) (351) .
L'énergie nucléaire, en France
Des centrales avec des coûts de construction toujours plus élevés.
L'énergie nucléaire en France n'est pas en mesure en 5 ans de fournir de nouvelles sources d'énergie, le seul nouveau type de réacteur envisagé par Edf étant l'Epr, dont la durée de construction n'est pas inférieure à 10 ans et donc le coût d'exploitation le classe parmi les plus chers du monde (352). La loi PPE- 2028 envisage dans le même temps des fermetures de centrales à l'horizon 2035 (353, p144).
L'Epr n'est pas ne seul type de réacteur envisageable: en théorie on peut concevoir plus d'un millier de types possibles, en fonction du modérateur, du combustible, ou du liquide de refroidissement choisi (1h44). L'Epr prolonge la filière des réacteurs de type Pwr, et s'inscrit en particulier dans un modèle d'utilisation du combustible Mox (50min), associé à des réacteurs surgénérateurs en Plutonium. La faible rentabilité de l'Epr, est autant liée à la mise en oeuvre d'un projet de centrale de type Pwr de grande taille qu'au projet lui même: la centrale de Géorgie de WestingHouse a par exemple une durée de construction supérieure à 10 ans, et un budget unitaire supérieur à 15 milliards de dollars (354). Ce dernier chiffre montre que l'investissement dans une centrale Pwr est environ, en 2023, 3 fois plus élevé à capacité de production égale (en corrigeant des facteurs de charges, d'un investissement dans les steps pour l'éolien, mais pas de la durée de vie) que l'éolien off-shore (3 Milliards/Gw) (355, p44/188), ou que les réacteurs indiens IPHWR-700 (356). Les réacteurs dont la durée de construction dans le monde est supérieure à 10 ans sont aussi les plus chers (fig 3). Le projet de construction de six Epr (357), ne pourrait déboucher dans le meilleur des cas que sur une mise en service en 2045, et fournir au mieux 6*12=72Twh/an. Le coût de ce dernier programme serait équivalent à la totalité du coût de construction du parc nucléaire Français construit avant 2007 (358, p19/48), sur la base d'un coût moyen de 16 milliards par réacteur. Le coût par Gw de capacité serait donc de 10 Milliards d'Euros pour l'Epr, à comparer avec le coût moyen dans le monde pour la période 2012-2017, qui a été d'après l'Aiea de 2,6 (=247/96) Milliards de dollars (359). Le coût de construction du programme serait donc près de 7 fois supérieur à celui des centrales précédemment construites, en ramenant le coût à la production attendue, en Twh. Le coût d'un réacteur Epr serait aussi 7 fois plus élevé à puissance égale qu'un réacteur Candu (360, 4.2). Pour le coût de ce dernier projet que l'on peut estimer à 96 Milliards d'euros, d'une puissance de 9,6Gw, on pourrait construire environ 18 Gw de puissance éolienne offshore. Le facteur de charge de l'éolien offshore étant de 50%, la solution Epr devrait avoir en première approximation un facteur de charge de 93% (9/9.6) pour être aussi compétitive, ce qui ne se réalisera probablement pas. Il faut cependant intégrer dans ce dernier calcul rapide la plus faible durée de vie de l'éolien offshore (limitée à 25 ans) et la gestion de l'intermittence, de sorte que les coûts comparés doivent être étudiés plus en détail. L'éolien offshore semble plus vite amorti que les solutions Epr, mais probablement moins rentable à long terme, avec la technologie connue en 2022. Il y aura cependant des investissements très importants à réaliser par Edf d'ici 2030 (entre 150-200 Milliards avec le coût du grand carénage estimé lui même entre 50-90 Milliards (9t)), alors que l'entreprise est déjà surendettée (361). Cependant compte tenu des fermetures de centrales programmées à cette échéance (362, loi PPE 2020) le projet, qui a par ailleurs un niveau élevé d'incertitude technique, sera très insuffisant en comparaison des besoins à venir. La cour des comptes a d'ailleurs pointé, en 2021, un risque de Blackout dans les deux prochaines décennies (363) (364, p22/25) .
La gestion thermodynamique des centrales Françaises, de type PWR, n'est presque pas optimisée, car en cas de fortes chaleurs il y des obligations réglementaires de fermeture (365) alors qu'une partie de la chaleur rejetée pourrait probablement être récupérée (366) (367). il suffit pour cela d'installer un échangeur de chaleur en sortie du circuit secondaire de vapeur (368). Ainsi, pour une production annuelle électrique des centrales d'environ 400 Twh, 800 Twh sont perdus, ce qui représente davantage que la consommation Française de chaleur finale (369)(370). La cogénération est peu développée dans les centrales Françaises (7/18 centrales). Une étude a montré que la cogénération dans les centrales Françaises permettrait d'éviter 8% des émissions de GES de l'industrie (371, p60). En particulier le nouvel Epr2 de la centrale du Bugey, compte tenu de sa proximité avec la ville de Lyon, pourrait très bien être qualifié pour cet usage, ainsi que toutes les centrales qui ont des agglomérations à moins de 100 km (372). La production de chaleur par les centrales permet de doubler leur rendement énergétique, avec un retour sur investissement estimé en 2012 à 8 ans (373). il y a aussi un projet Tchèque, Teplator, qui devrait entrer en service en 2028, pour créer des réseaux de chaleur à partir du stockage des déchets nucléaires (374).
Il y a aussi un gaspillage d'eau (375). En effet les centrales prélèvent dans l'année environ 50% de l'eau douce disponible c'est à dire environ 5 fois plus (376) que l'agriculture (377, p38/383) (156,p22/128), et consomment 22% (378) à 31% (379) de l'eau tandis qu'une pénurie d'eau est annoncée en Europe à l'horizon 2030 (380) (381). La technologie à eau pressurisée -et en particulier l'Epr2 tel qu'il est conçu en 2022 avec une durée de vie espérée de 60ans, et des implantations en bord de fleuve (382) -, est donc, à défaut de modifications, peu adaptée au réchauffement climatique (383) (384, p85). A titre de comparaison, la quasi totalité des nouveaux réacteurs Chinois sont implantés en bord de mer(385). Il y a un projet aux États-unis pour récupérer une partie des 39% de l'eau douce utilisée dans le refroidissement des centrales (386) (387), mais en France Edf ne s'intéresse pas semble-t-il au sujet. La cour des comptes a ainsi émis en 2023 des recommandations sur l'emplacement des nouveaux Epr2 à partir de 2023 (388), ainsi que Rte (389) .
Cette situation n'est pas propre à la France: on constate, d'après l'Aiea, une baisse en moyenne de 20% de la production électrique des centrales pendant la "saison sèche" (graphique: "disponibilité saisonnière"). Les centrales Pwr sont en réalité très complémentaires de l'énergie solaire photovoltaïque, pour laquelle on peut estimer que 40% de sa production en Europe de l'Ouest se situe pendant l'été (390) (391, 21min05) (392). Cependant, si on estime à 130 TWh les besoins en électricité pendant l'été en France, une baisse de 20% du nucléaire pendant cette saison signifie une baisse de 0,2*130*0,8 (part du nucléaire dans le mix)=21Twh, alors que la production photovoltaïque ne dépasse probablement pas en été 11,6*0,4=5 Twh (393). Ces derniers chiffres signifient qu'il faut probablement au minimum quadrupler la capacité d'installation du photovoltaïque disponible en 2022 pour ne pas importer d'électricité pendant l'été , comme cela a été le cas en 2022, pour 20% de la production et en supposant invariant les moyens de stockage (394). La production de panneaux solaires en Europe reste de plus marginale, en comparaison d'autres régions du monde (395), alors qu'une politique de développement de cette industrie serait nécessaire (396).
Les centrales du bassin Rhône-Méditerranée utilisent en moyenne dans l'année déjà près de la moitié des ressources en eau (397) (398, graph 3) alors qu'une pénurie hydrique était recensée en 2022 (399)(400)(401) et qu'en période estivale, dans ce bassin, 70% des ressources sont consommées par l'agriculture (402). En moyenne sur l'année, dans ce bassin, les centrales consomment 30% de plus d'eau que l'Agriculture (403, p32/116). Dans le bassin Rhône-Alpes on est donc en période estivale, en moyenne, en situation de sous-utilisation des centrales(404) (405), et de pénurie pour l'agriculture (406), alors qu'une baisse à terme des ressources est anticipée (407) (408) (409, p17/184/fig 8) avec 2 fois moins d'eau dans le manteau neigeux des Alpes d'ici 2050 (410). Par ailleurs la région est d'après les projections (411) l'une de celles qui seront les plus touchées par le réchauffement.
Quel combustible nucléaire pour les centrales à l'horizon 2060?
En effet, en 2023 lancer un programme de réacteur avec une durée de fonctionnement de 60 ans et de construction de 15 ans, implique déjà de prendre en compte le combustible qui sera disponible à la fin du siècle. En effet, si on accroissait par exemple jusqu'à 30% le niveau moyen de l'énergie nucléaire dans le mix électrique mondial, les réserves d'U235 nécessaires seraient alors épuisées vers 2070 (412, p4/11) (413) (414) (415, p31) (p661) , alors que la moitié des ressources mondiales provient de pays avec lesquels l'Europe est en guerre économique en 2022 (416, fig 25) (417). Le procédé d'extraction de l'Uranium dans l'eau de mer ne paraît en effet pas très réaliste (418). Celui exploitant les phosphates a déjà été mis en oeuvre (419), et augmenterait les réserves à 20 millions de tonnes, différant une pénurie à la fin du siècle (80=20/0,25, avec une hypothèse de consommation annuelle de 250.000t (420)). Cette consommation est assez voisine de l'estimation de 180.000t/an, d'ici 2040, prévue par la World Nuclear Association (421). Il n'est cependant pas à exclure que les Epr2 construits vers 2035 en France ne puissent plus fonctionner avant la fin de leur durée de fonctionnement à cause d'une pénurie d'alimentation en U235 (422, p2/14), sauf si ceux-ci étaient exclusivement alimentés avec du Mox. La Nea , envisage même une insuffisance de la quantité d'extraction d'Uranium par rapport aux besoins dés 2030 (p109) alors que près de la moitié des ressources exploitées en 2024, provient de la zone économique Russe (p57), en particulier du Kazakhstan (423) (8min). L'Aiea prévoit une capacité de réacteurs en fonctionnement double en 2050 de celle utilisée en 2020, à 792 GW de puissance (424), qui correspondrait à 12% du mix électrique mondial. Mais compte tenu d'une capacité de production électrique qui pourrait aussi doubler d'ici 2050 (425), l'électricité d'origine nucléaire, même si elle double en capacité, représenterait en réalité une part à peu prés constante en proportion du mix électrique mondial.
En fonctionnement normal un réacteur fonctionnant à l'Uranium, consomme plus de matière fissile (U235,P239) qu'il n'en produit (426). On pourrait qualifier son fonctionnement de sous-générateur. Il y a deux autres types de fonctionnement : régénérateur (on consomme autant de matière fissile qu'on en produit) (427, 16min), ou surgénérateur (on produit plus de matière fissile qu'on en consomme).
En 2023, 1/3 du combustible fissile des réacteurs était du plutonium et 2/3 de l'U235 (428). La filière nucléaire Française préconise pour palier à une pénurie de plutonium -dont les stocks mondiaux en 2013 étaient de 500t (429)- et de U235 de relancer la mise au point les surgénérateurs de type RNR.
Les surgénérateurs peuvent en théorie utiliser de l'uranium 238 ou du thorium 232 (430)(17min, 199).
Il y a un prototype en Inde qui utilise le sodium comme échangeur, ce qui pose beaucoup de problèmes à cause de son inflammabilité (431), mais il n'y a pas en 2023 dans le monde de pays qui soit parvenu à utiliser à grande échelle, dans des réacteurs à neutrons rapides (RNR), de l'U238 appauvri (432) dont les stocks sont très importants (433) (434, p22). En effet, par exemple, dans le cas de Superphenix dont le combustible était constitué à 80%, de U238 et à 20%, pour une tonne par an, de Plutonium, avec un temps de fonctionnement qui n'a pas dépassé les 4 ans (435, p53/206), le réacteur n'aurait pas utilisé plus de 4*4=16t de U238 pendant ses 11 années de fonctionnement, et 4 t de plutonium. Si on suppose que 8 TWh équivalait à la consommation d'une tonne de plutonium la consommation totale d'U238 de Superphenix aurait même été de 4t de U238 (7,5/8*4). Compte tenu d'un facteur de charge moyen de 10% (436) pendant ses 24 années de mise en service, le surplus de Plutonium produit n'aurait pas dépassé les 1,2t (24/30*15*0,10) (437). La production de matière fissile en Plutonium annuelle a donc été plus faible (1200/24=50 kg/an) que celle qu'un réacteur classique qui est de 250 kg/an (438). Cependant seuls les isotopes Pu239 et Pu241 dans un réacteur classique sont fissiles, ce qui ne représente donc que 0,65*250=160kg/an de matière fissile (p17). En théorie, un surgénérateur ne pouvait produire dès sa conception que 200 kg Plutonium par an, dont le seul isotope Pu239, est à 100% fissile, c'est à dire à peine plus (200-160=40kgs/an), qu'un réacteur qu'un réacteur classique , de sorte qu'il n'avait, avant même sa construction, assez peu d'intérêt économique immédiat (439) (440). Un surgénérateur produit ainsi annuellement, dés sa conception, moins de matière fissile (200kg) que deux réacteurs classiques (325kg=0,65*(250+250)). Son seul intérêt relatif était en réalité militaire par la qualité du Plutonium Pu239, produit (441), ne représentant toutefois que 200-250*0,51=75kgs/an de plus, qu'un réacteur classique (mais moins que deux réacteurs classiques). Superphenix a aussi le record du cout du Twh produit en France (9/7,5=1,2 milliard d'Euro le Twh), c'est à dire 10 fois plus élevé que celui estimé par la cour des comptes d'un réacteur Epr (p71, 442). Contrairement à ce qui est rapporté dans de nombreux médias l'abandon en 2019 du projet de surgénérateur français Astrid (443 résulte d'une décision technique (444 (445) (446, 1h) et non politique: C'est l'évaluation techno-économique faite par le Cea de la viabilité du projet qui a conduit à son abandon.
De l'U238 a aussi été utilisé en quantité importante avec le Mox, dont la radiotoxicité est beaucoup plus importante que l'uranium enrichi, et le coût de fabrication aussi (447) (448). Si l'on prend l'exemple du réacteur Russe BN-800, qui est probablement le modèle le plus avancé de réacteur à neutrons rapides, celui-ci fonctionnait en 2022 avec 60% de Mox. Or le Mox n'est par exemple pas recyclé en France (le temps de refroidissement du combustible usagé est de 50 ans). Il est donc très probable que celui-ci ne fonctionne pas en mode surgénérateur, la quantité de Plutonium recyclé du réacteur étant probablement très faible. L'autre modèle de réacteur à neutrons rapides Russe en fonctionnement le BN-600 ne présente pas d'intérêt en matière de gestion du combustible puisqu'il consomme entre 5 à 13 fois plus de U235 qu'un réacteur de type PWr. En 24 ans de fonctionnement le BN-600 a été arrêté à cause de fuites de Sodium pendant 12 ans, tandis que l'arrêt définitif est envisagé en 2025 (449). Il n'existe pas d'autre réacteur à neutrons rapides en fonctionnement en 2024 que les réacteurs Russes (450) et aucun ne fonctionne en mode surgénérateur. L'utilisation du Mox, qui n'est par exemple pas autorisé aux Etats-Unis, favoriserait la corrosion sous contrainte (450,p20/115). Il n'y a pas de preuve tangible de la rentabilité d'une filière de surgénérateur à neutrons rapides par rapport à d'autres alternatives (28min, 451 ). Ceci d'autant, par exemple, que le "temps de doublement" (où durée au bout de laquelle la surgénération a doublé la quantité de plutonium consommé) n'est pas inférieur à 30 ans (452). Ce dernier paramètre impliquant nécessairement la construction d'un parc important de RNR, pour éviter une pénurie de Plutonium, alors qu'aucun prototype dans le monde n'a à ce jour montré une exploitation significative en mode de surgénération: Superphenix, seul RNR surgénérateur connu en 2024, n'aurait produit en 24 ans de mise en service que 1,2t de Plutonium, pour un coût de 14,5 milliards d'Euros (453). La filière RNR est surtout mise en avant pour sa capacité potentielle à fournir du Plutonium militaire de haute qualité (454, p36/128). Ceci explique sans doute pourquoi le Cea a dépensé entre 1973-1996 environ 50% plus pour la recherche-développement liée aux surgénérateurs que concernant les réacteurs à eau pressurisée.
De plus on pourrait utiliser en France le stock de 315.000 tonnes d'Uranium appauvri pour les utiliser directement dans des réacteurs Candu, ceux -ci pouvant aussi être alimentés par le Plutonium produit pas ce cycle (455), en proportion de 0,4% dans le combustible à retraiter. L'uranium appauvri est aussi déjà utilisé dans les réacteurs Indiens PWHR (456). La Corée du Sud (457) et l'Inde (458), disposent en effet déjà d'un parc mixte Pwr, eau lourde. Les stocks Français représenteraient plus de 300 ans (=9*300.000/7000) de consommation, au rythme de 2020, si l'on disposait d'assez de combustible fertile pour le valoriser (222a). L'uranium appauvri n'est cependant à ce jour utilisé que dans 10% des réacteurs Candu (459), en particulier car on ne fait pas d'enrichissement de l'Uranium au Canada et que dans ce cas il est obligé d'importer l'Uranium appauvri (460). Les réacteurs indiens IPWHR, utilisent cependant directement de l'Uranium appauvri sans enrichissement en proportion de 40% du combustible (461). Ce dernier type de réacteur permettrait en France une économie d'Uranium naturel au moins d'un facteur 8,33 (=5/0,6).
En effet, il suffit juste de compenser la différence de 0,3% de concentration existant en U235 entre l'Uranium appauvri et l'uranium Naturel, par du Plutonium pour initier la réaction de fission d'un réacteur Candu. A défaut, l'utilisation de l'uranium appauvri, dans un réacteur à l'eau lourde n'utilise que 0,3% de concentration additionnelle en U235, à comparer avec les 3,5-0,7=2,7% (462) additionnels nécessaires à un réacteur PWR, ce qui permet une économie par un facteur au moins de 9 (=2,7/0,3) de la consommation de U235. Une autre façon d'évaluer ce facteur est de constater que la consommation annuelle moyenne de U235 d'un réacteur Candu utilisant de l'Uranium naturel est de 175Kg, tandis que celle d'un réacteur Pwr de puissance 1Gw est de 875kg. L'économie annuelle de U235 d'une réacteur Candu utilisant de l'uranium appauvri est donc d'un coefficient 875/175*0,7/0,3=11,6, par rapport à un réacteur Pwr. Or la consommation annuelle en combustible d'un réacteur Rep est d'environ 30 tonnes par an (463), ce qui correspond environ à 1 tonne de U235/an. L'économie de U235 réalisée par un nouveau réacteur Candu utilisant l'uranium appauvri est donc, en 30 ans, de 30*1*6/7=25 tonnes de U235. C'est davantage que l'économie de matière fissile, en Plutonium, réalisée par un surgénérateur à Neutrons rapides sur la même durée qui ne dépassera pas 20 tonnes (464) (temps de doublement). Enfin, à quantités égales, le U235 est un combustible fissile plus intéressant que le Plutonium, puisqu'il faut par exemple en proportion du combustible, 8,5% de Plutonium dans le Mox contre 3,5% de U235 pour une centrale Pwr. Si l'on ne considère pas l'uranium appauvri, une centrale Française produit environ deux fois moins d'énergie par quantité d'uranium qu'une centrale de type Candu (p16).
Dans le cas d'un parc composé à égalité de réacteurs de type Candu et PWr, les premiers n'ont pas besoin de combustibles puisqu'ils peuvent aussi être alimentés par le combustible de retraitement des seconds (465). Les réacteurs Candu sont aussi surgénérateurs en Plutonium (465a, 6min). L'intérêt d'un parc nucléaire mixte en réacteurs PWR/eau lourde apparaît donc supérieur à celui d'un parc en réacteurs PWR/RNR, le démarrage de ce dernier type nécessitant aussi un stock important de Plutonium, en faisant abstraction en 2024 de la faible maîtrise technologique des RNR, en mode surgénération (466). En effet, tous les réacteurs à Neutrons rapides, avec caloporteur Sodium, fonctionnant en mode surgénérateur, mis en service ont eu des fuites (467). Le déploiement d'un parc de RNR en France, tel qu'il a été envisagé par le Cea dans différents scenarios ne serait pas assez rapide, et sous réserve d'un succès technique pour la conception d'un RNR fiable, pour pallier à une pénurie d'Uranium U235 à partir de 2070: dans le meilleur des cas on arriverait qu'à une diminution de 20% de la consommation d'uranium, à puissance produite égale, d'ici 2070 (468, p51/90). Cela s'explique par le "temps de doublement" qui est par exemple pour un surgénérateur de 30-40 ans (469) (p4/12). La complexité de mise au point de la filière est importante: le réacteur surgénérateur indien PFBR détient le record mondial du plus long temps de construction d'un réacteur. Par ailleurs, les stocks de Plutonium Français ne dépassent probablement pas 100 t (470), alors que la fabrication de 6% du combustible avec le Mox nécessite 16t de Plutonium/an (471). Le stock ne permettrait donc pas de générer plus de 100/16*6%=37% d'une consommation annuelle, de la totalité d'un parc équivalent en capacité, qui serait alimenté par 100% de Mox.
La surgénération dans le cycle Thorium/Uranium pourrait par contre être mise en place beaucoup plus rapidement (472, p2/4), avec des réacteurs à neutrons lents, de type Candu, dont la technologie est déjà maîtrisée. La surgénération en U233, est simple à mettre en oeuvre: elle a été faite dans la centrale PWR de Shippingport, sans modification importante, avec un fonctionnement ininterrompu de la centrale pendant cinq ans, produisant à peu près la même quantité d'électricité (7,4Twh) que le surgénérateur Superphenix (8Twh), pour un coût 120 fois (=12/0,1) inférieur (473). Il reste toutefois des étapes du cycle du combustible à améliorer comme l'extraction de l'U233 fissible (p9/14).
La voie des réacteurs à eau lourde ne pourra pas être défendue par une société comme Orano, qui lui ferait perdre une grosse partie de son chiffre d'affaires du fait de la diminution importante des quantités d'uranium à extraire, et de U235 à enrichir. Par ailleurs, un réacteur Candu produit 2 fois plus d'énergie par quantité de plutonium du combustible qu'un réacteur PWR (474, p3). Il permet donc de diminuer sensiblement la quantité de matière fissile utilisée, en dehors de sa capacité à fonctionner aussi en mode surgénérateur, si le Thorium est utilisé.
Concernant les déchets non recyclables, les réacteurs Candu permettent de détruire 60% des actinides mineurs (475, p 9/12) (476,p17) qui sont les déchets à vie longue les plus difficiles à traiter car ils sont ceux ayant la radioactivité la plus durable (477), supérieure à 1000 ans. Ceci alors que d'après le Cea (p7/88): la composante « actinides mineurs » représente la quasi-totalité de l’inventaire de radio-toxicité à moyen et long termes", alors que l'éventualité du recours aux réacteurs Candu n'a même pas été envisagé parmi les solutions de transmutation des déchets à vie longue. Seul le réacteur à neutrons rapides Russe BN-800 (type Sodium), a commencé des essais de recyclage des actinides, en 2023 (478).
L'utilisation par ailleurs du Mox, dont l'intérêt économique n'est pas prouvé (479) (480) -son coût serait environ 5 fois plus élevé que le combustible d'usage d'une centrale Pwr (p15)- , accroît nettement le volume de déchets à vie longue non recyclé, puisque ceux-ci peuvent représenter jusqu'à 100% du combustible utilisé (481) -dans le cas d'un Epr, alimenté à 100% de mox-, contre en moyenne 0,3% du volume dans un réacteur Pwr n'utilisant pas de mox (482). Le Mox, produit principalement au Japon et en France, n'est en effet pas recyclé, malgré quelques tentatives (483). L'utilisation du Plutonium est plus rentable avec des réacteurs Candu qu'avec la filière Pwr: on peut en tirer deux plus d'énergie(485,p7/18) p. Le Mox représente en moyenne environ 6% du combustible utilisé dans les centrales (486). Son utilisation correspond aussi à une augmentation des déchets à vie longue non recyclés d'un facteur compris entre 20(=6%/0.3%, 6% étant la quantité moyenne de Mox utilisé en France) et 333 (=100/0.3; si 100% de Mox était utilisé par exemple avec un parc composé uniquement d'Epr). Le Mox génère en France au moins deux fois plus de déchets à vie longue que l'ensemble du combustible non moxé: 94*0,3=2,82% (94=100-6) versus 6%. Parmi les réacteurs alimentés en combustible non moxé, les réacteurs Candu produisent deux fois moins de Plutonium que les réacteurs Pwr (487), ce qui limite la production de déchets à vie longue: la demi vie de Pu239 étant de 24000 ans (488).
La deuxième voie de surgénération par le thorium 232 paraît techniquement nettement plus avancée (489) , avec un nombre de prototypes, dans le monde, à l'horizon 2050 qui sera probablement plus important que pour la première voie. Elle est prévue dans la 3ème étape du développement du programme nucléaire indien (490), avec le développement du réacteur AHWR. Les réacteurs à l'eau lourde (>=47), beaucoup plus nombreux en 2024 que les réacteurs à neutrons rapides (<=2), peuvent être surgénérateurs pour la filière thorium-uranium (491)(492). Le développement d'un nouveau cycle du combustible à partir de réacteurs à l'eau lourde a déjà été étudié en théorie (493).
Les surgénérateurs ont par ailleurs été mis en avant, comme une porte d'entrée possible de l'utilisation du Thorium comme combustible nucléaire. En effet, l'utilisation du Plutonium associé au Thorium est par ailleurs possible, puisque l'on peut alors utiliser un réacteur Rep (centrale de Shippingport). Le procédé décrit par le physicien Carlo Rubbia de production de U233 à partir du Thorium, qui est une réaction sous-critique, serait néanmoins une alternative possible.
On le voit, la maîtrise de la surgénération ou de la régénération, à grande échelle, ce qu'aucun pays n'a encore mis en place en 2023, est liée à la poursuite de l'industrie nucléaire au delà de 2070-2100, qui à défaut pourrait conduire dans certains pays, à une situation de pénurie de matière fissile.
Les filières basées sur l'enrichissement de l'uranium montrent un rapport (Quantité Twh produit/Gigaw installé) (494), voisin de 6,9 Twh/Gwh, et un coût d'utilisation supérieur à la filière développée dans les réacteurs de type Candu, qui n'utilisent pas l'enrichissement. A titre d'exemple la puissance installée au Canada était en 2019 de 13,6Gw, la production électrique de 94,9Twh, c'est à dire présentait une meilleure productivité en 2019 que la filière Française basée sur l'enrichissement (6,97 versus 6,06).
A l'opposé des surgénérateurs, une voie de recyclage a été expérimentée en Chine depuis 2010 dans des réacteurs Candu (495), ce qui montre pour la gestion du combustible l'intérêt de développer des réacteurs à l'eau lourde à côté d'une filière basée sur l'enrichissement, qui peuvent par ailleurs être un moyen efficace de traiter les déchets sans retraitement (cycle Dupic) (China Nuclear Fuel Cycle) (496) (497), alors qu'en France à l'horizon 2030 se profile la saturation des piscines d'entreposage (498, p34/40) (499). Seuls la Chine et la Corée utilisent à la fois des réacteurs Pwr et à l'eau lourde, pour retraiter directement les déchets de la première filière (8min). La France a en effet abandonné la filière à l'eau lourde en 1985, avec la fermeture du réacteur de Brennilis, clôturant ainsi un conflit historique entre le Cea favorable à la filière eau légère, assurant en particulier un approvisionnement plus important en Pu239, que la filière à eau lourde (600). La filière Candu a réussi prouvé au niveau mondial, depuis les années 1970, qu'elle pouvait utiliser des stocks de U238 en quantités beaucoup plus importantes que la voie de la surgénération -par exemple 161t entre 2004 et 2008- (601), et qu'elle peut sans modification utiliser 100% de combustible Mox (602). Les réacteurs Candu présentent aussi un niveau de sécurité important par rapport aux autres types de réacteurs à cause de de l'existence de plusieurs dispositifs passifs et actifs de contrôle de la réaction (603). Ils sont aussi parmi les moins chers à construire (604, p33) . A titre de comparaison les réacteurs de type Pwr fonctionnent avec un combustible à 4% (605, p6/32) d'U235 contre par exemple 0,7% pour les réacteurs de type Candu (606). En 2026, seront par ailleurs commencé des essais pour utiliser le thorium comme combustible des réacteurs de type Candu (607) (608, 4.1), ce qui réduirait le volume des déchets à vie longue de 90% (609). Le Thorium avait d'ailleurs déjà été utilisé avec succès comme combustible nucléaire associé au Plutonium à la centrale de Shippingport dans les années 80. Son utilisation paraît donc nettement plus justifiée que le Mox, étant la quantité nettement plus faible de déchets à longue vie, lié à son utilisation. Il y a donc des raisons de penser que les technologies des réacteurs à eau lourde (IPHWR-700), ou plus généralement au Thorium se développent davantage que celles basées sur l'enrichissement, compte tenu de la pénurie annoncée d'U235 au plus tard d'ici la fin du siècle (601, p3/12), si l'on suppose la consommation annuelle d'uranium limitée à 250.000t (611, p178/378). Le réacteur IPHWR sera le modèle de série du plus grand parc nucléaire mondial avec 100Gw de puissance prévu d'ici 2050 (611a). L'extraction de U233, qui est produit en quantité 5 fois plus importante que le Pu239, dans une cycle au Thorium développé à partir d'un réacteur à l'eau lourde pourrait réduire de 90% les besoins d'extraction en Uranium (p12/18).
Enfin, les réacteurs à l'eau lourde sont aussi, par leur capacité à produire du tritium, une porte d'entrée vers la fusion (2min30) (612) (613). En effet, sans le maintien de la filière Candu, dont la moitié des réacteurs est en fin de vie en 2025 (614), on se privera d'une capacité annuelle de production de 10kg de tritium par an alors que le seul réacteur Iter demande 1,2Kg/an (18kg pour sa durée de fonctionnement (615)) tandis que les réserves ne dépassent pas 3,5kg. La question mérite d'autant plus d'être étudiée que la rentabilité de l'industrie nucléaire au Canada est faible à cause de la concurrence de son immense potentiel hydroélectrique qui représente 3 fois sa capacité de production actuelle (616). Ceci explique pourquoi que le Quebec a par exemple renoncé à l'industrie nucléaire (617). Le réacteur Iter n'est en effet pas prévu pour être surgénérateur en tritium (618).
La filière Epr, peut-elle être techniquement considérée comme une solution de prolongation de l'énergie nucléaire en France de nature à éviter "l'effet falaise" du parc historique qui va intervenir à partir de 2045 (619, p28/60) (620 (p51/97)? En effet, l'âge moyen de 2025 des réacteurs est de 40 ans, et il est peu probable que la totalité des cuves de ces réacteurs seront toujours autorisées à fonctionner au delà de 60 ans (621) (622) (623). En 2025, la cour des comptes pointait des incertitudes à ce sujet (p51/97), à partir d'un concept de construction à l'opposé par exemple de celui des réacteurs Thorcon qui annonce un délai de construction 5 fois plus faible en moyenne que les autres (624). Ce dernier type de réacteur repose en effet sur une fabrication en usine et un assemblage sur le chantier, sur le même principe de construction modulaire (625) que celui mis en oeuvre pour la construction de la tour Eiffel . D'après l'Aiea, les réacteurs Epr sont les plus chers au niveau mondial par Kwh produit (626, p33) (p10/55). Ils ne suivent pas les dernières avancées obtenues sur les moyens de réduire les coûts de construction dans le domaine des réacteurs (627) (p9). Leur conception est implicitement liée à celle d'une centrale fonctionnant avec 100% de Mox conjointement avec le développement d'une filière RNR (neutrons rapides) (628, p19), dont la génération IV est attendue à partir de 2030. Depuis 1995, la demande mondiale en Uranium est supérieure à la production (courbe), et on devra, pour les centrales en utilisant utiliser des quantités croissantes de Mox, du fait de la raréfaction de l'U235, malgré des stocks potentiels encore importants (629) (10min). Avec la maîtrise technique disponible en 2023, le retraitement des déchets issus du filière Mox n'est cependant pas possible (630). La durée de construction d'un réacteur Epr2 est estimée à 15 ans (le minimum de 10 ans ayant été atteint avec la centrale chinoise de Taishan) contre 3 ans (631) par exemple pour le réacteur Smr, BWrx-300 (632). La première version des Epr souffre de défauts de conception, en particulier, semble-t-il, d'une usure prématurée des barres de combustible provoqué par une mauvaise modélisation de la circulation d'eau dans le circuit primaire (633) (634 (635), outre ceux de réalisation (636) (637). En 2022, a été décidé le lancement (638) d'un programme pour la construction de six nouveaux Epr2, avec un coût sous-estimé de 8 milliards par réacteur (l'Epr de Flamanville a couté plus de 19 milliards (639)(640), et sans que le financement ait été planifié en 2023 (641)(642)(643 p93). A titre de comparaison le barrage des trois gorges en Chine a une puissance de 22Gig, soit, 22/1,6=~14 fois supérieure à celle de l'Epr, pour un cout de construction de 22 Milliards (c'est à dire équivalente) et une durée de vie probablement 1,4 fois plus longue. Ce dernier barrage produit aussi annuellement 90Twh, l'équivalent de 16% de la production électrique Française (265a), contre 13Twh envisagés par l'Epr de Flammanville (644). Il n'y a eu un appel d'appel d'offres de la part d'Edf (645, que pour un seul type de réacteur l'Epr (646), contrairement à ce qui est pratiqué par d'autres pays (647) . On peut s'interroger dans ces conditions sur la rationalité de l'Arenh, qui était destiné à ouvrir la concurrence, mais s'accorde avec des conditions de marché qui instaurent un monopole pour le production d'électricité nucléaire. En comparant au marché des télécoms, cela reviendrait à limiter l'accès aux Mvno, en interdisant la procédure d'attribution de licences. En 2025, la cour des comptes a évalué à 25 milliards le coût de l'Epr de Flammanville (648), en estimant que la rentabilité sera médiocre. D'après celle-ci la filière Epr2, qui n'a pas à ce jour construit de prototype fait courir des risques financiers à l'Etat, qui est actionnaire à 100% d'Edf (649).
La troisième voie est celle de réacteurs à sels fondus utilisant le thorium.
Le thorium dont la ressource pourrait durer un millénaire (650) est associée à une gestion plus durable de l'énergie nucléaire que l'U235, qui deviendra rare au plus tard à la fin du siècle (651). Cependant il restera épuisable, et est peu durable à l'échelle de la vie de la terre (652) (653), comme le sont les énergies fossiles qui ne ferment pas le cycle du carbone, a contrario du (e-)méthanol, qui peut être produit à partir des Enr et /ou de la biomasse
Les réacteurs à sels fondus (654) a contrario n'ont pratiquement aucune consommation d'eau et sont donc beaucoup plus adaptés au changement climatique (655). Ils sont de par leur conception. Il ne s'agit pas d'un concept récent puisqu'un réacteur expérimental a fonctionné pendant 4 ans, sans discontinuité, à partir de 1965, à une température de 1200°C (656, 17min), au laboratoire américain d'Oak Ridge (657). Plus de 70 nouveaux projets de réacteurs de ce type sont en développement dans le monde (658). Le marché de ces réacteur va être multiplié par 3 entre 2021 et 2029, d'après les prévisions, principalement aux États-Unis (659). En France la production de l'uranium enrichi, à l'Usine Georges-Besse II nécessite par ailleurs une production électrique équivalente à la consommation de la région Parisienne (660). La filière basée sur l'enrichissement s'est basée sur la volonté d'assurer un approvisionnement en uranium 235 pour la production d'armes nucléaires (661) (662) (663) et la question de la rentabilité semble avoir été occultée par l'impératif militaire . Par ailleurs l'un des trois Epr en exploitation, mais à l'arrêt depuis Juillet 2021, à la centrale chinoise de Taishan aurait révélé un défaut de conception de la cuve de l'Epr (664, 4min40) (665) (666), qui provoquerait un problème de fiabilité sur la descente des barres de contrôle qui permettent d'arrêter la réaction (667). Ainsi en Juillet 2022, il n'y plus d'autorisation de l'Asn pour faire fonctionner les réacteurs de type Epr1 à 100% de puissance. On peut donc émettre des doutes sur la compétitivité à long terme de la filière Epr1, en comparaison des autres types de réacteurs, et en particulier celles basées sur l'utilisation du thorium (668).(669) (670, 11min) (671) (672). Le cout des réacteur à sels stable est estimé 4 fois moins cher que l'Epr (673). En France il y a eu en 2021 la création de la startup Naarea (674) (675) avec le soutien de l'Etat, mais celle-ci semble surtout envisagée avec un rôle marginal comme une solution de gestion des déchets à vie longue, à base de Plutonium (676), dans une vision beaucoup plus restreinte que d'autres projets étrangers comme Thorcon ou Imsr. Le projet Ads (677, 1min08) développé, à partir de 2019, en Suisse exploite aussi le thorium, sur le modèle proposé par Carlo Rubbia. La filiére Thorium a déjà été expérimentée avec succès depuis les années 80 (678) (679) et produit, à puissance égale, environ 0,1% du volume de déchets à vie longue d'une centrale de type Pwr Française (680) alors que le cout provisionné en 2013 pour la gestion des déchets en France est voisin de 32 Milliards d'Euros, dont 90% associé aux déchets à vie longue (681,p106/256) (682, p89/227). Ces derniers montrent en France l'absence d'une politique de (683, 6min) retraitement des déchets à vie longue en France, alors que le réacteur Russe à neutrons rapides BN-800, permet d'en diminuer la quantité. En effet, seul (684) le projet de la startup Naarea, gérés sur fonds privés, pourrait s'attaquer à la question. L'utilisation du combustible Mox (mélange de plutonium au combustible) a surtout été fait dans l'optique de diminuer la consommation d'U235, mais a conduit à des déchets plus radioactifs qui en sont plus retraités du tout (685) (686) dans une proportion au moins 10 fois plus importante. Les conséquences des accidents nucléaire passés ont eu tendance à être minimisées (687) (688). Le Royaume-uni n'a ainsi pas, en 2022, décidé dans son programme d'installation de 19 nouveaux Gig de puissance nucléaire (689) d'ici 2030, de construire de nouveaux Epr à part ceux d'Hinkley Point déjà en chantier, ces derniers étant jugés peu compétitifs (690) (691).
On pourrait espérer un délai de construction plus court avec un petit réacteur modulaire (692). Cependant en 2021, le seul réacteur de ce type envisagé est Nuward (693) pour lequel Technicatome (694) ne prévoit pas de prototype avant 2030, tandis que le recours à des réacteurs conçus à l'étranger comme le réacteur américain Nuscale (695) (mis en service en 2024), ou Chinois Htr-10 (696) (mis en service en 2021 (697) ) ou le réacteur TMSR-500 (698) (699) dont le temps de construction est de 6 ans (700, 34min) n'est pas envisagé par Edf. Dans le même temps, il n'est pas impossible qu'intervienne quelques fermetures de centrales, dans les 5 prochaines années (701). En effet seuls les réacteurs SMR ont des délais de construction potentiellement inférieurs à 5 ans (702,p12/35). Même si l'on pouvait en France mettre en oeuvre le projet de mise en service de la Chine de 19 Gw de puissance électrique nucléaire dans les 5 prochaines années (703), on ne produirait environ que 100 Twh supplémentaires. Il faudrait alors seulement multiplier alors environ par 20 environ la puissance éolienne à installer par rapport à la période 2015-2020 pour substituer dans les 5 prochaines années l'énergie du secteur manufacturier par de l'énergie électrique.
Il n'y a pas besoin par ailleurs de calcul économique très poussé pour constater que les scenarios de projection du mix énergétique qui prévoient en France une sortie complète de la filière nucléaire à l'horizon 2050 ne sont pas optimaux du point de vue économique. En effet, cela impliquerait par exemple la fermeture de l'Epr1 de Flamanville dont la durée de vie est prévue après 2080, tandis que la question du maintien de la production de U235 (704) pour la fabrication d'armes n'est alors pas pris en compte.
Le graphique de la production d'énergie primaire du nucléaire par rapport aux énergies renouvelables des 20 dernières années montre qu'il faudrait se lancer dans des chantiers très importants pour augmenter la production des Enr dans de telles proportions en 5 ans (705, p21/80).
La fusion pourrait être une alternative au développement du nucléaire, peut-être exploitable à partir de de 2028, si par exemple le projet Helion respecte le délai qu'il a annoncé (706) (707).
Le secteur qui a connu l'augmentation du taux de Co2 la plus importante depuis 2014 en France est celui de la production d'électricité, et l'augmentation s'explique par l'arrêt de certaines tranches de centrales (708, p42/158).
La question de la transition énergétique en France n'est donc pas celle de trouver la bonne répartition dans le mix électrique entre énergie d'origine nucléaire et énergies renouvelables, mais des possibilités techniques et financières d'augmenter assez rapidement les capacités de production de ces deux types d'énergie pour les substituer aux énergies fossiles. L'objectif immédiat est de baisser les parts du pétrole et du gaz dans le diagramme ci dessus pas celles du nucléaire ou des Enr. Les énergies électriques décarbonées sont en effet nécessaires pour les procédés de méthanation ou de production d'e-méthanol. Comme il est possible par ailleurs de capter le CO2 dans l'air (709) ou dans l'eau de mer(710), la maîtrise du réchauffement climatique peut se résoudre aux questions de la production de nouvelles sources d'énergies décarbonées et à celle de la maîtrise des fuites de méthane.
Quels modèles économiques ?
Ceci d'autant qu'en France l'augmentation du prix de l'électricité entre 2011-2021 est supérieur à l'inflation (711) tandis que les augmentations à venir risquent d'être plus importantes (712) . Ce prix trop élevé témoigne à la fois en France d'une insuffisance des investissements dans les moyens de production d'énergie électrique décarbonée et d'autre part redonne un avantage comparatif pour le consommateur en faveur de l'utilisation des énergies fossiles (transport, résidentiel). La politique tarifaire Allemande ou Danoise consistant à établir une taxe qui constitue plus de 50% du prix (713) de l'électricité n'est pas à ce titre un bon signal envoyé au consommateur, puisqu'elle devrait s'appliquer, pour autant qu'elle soit justifiée, uniquement aux fournisseurs d'énergie électrique carbonée.
Le bilan de production électrique Français montre qu'en 2020, 43 Twh d'électricité ont été exporté (714), tandis que 17,01 MtCo2 ont été émis pour la production électrique (715) et 33 Twh ont été produits à partir du gaz (716). Ces derniers chiffres permettent à eux seuls de comprendre que la production électrique à partir du gaz n'est utilisée que pour pallier aux problèmes d'intermittence. Le prix de vente réglementé du gaz est voisin en 2022 de 100 Eur/Mwh (717). Compte tenu d'un niveau de la taxe carbone en 2022 (0,028c/kwh), si l'État transformait la Tva du méthane vert en TICGN, on pourrait le produire, à un coût de 0,136c- 0,028c=0,108/kwh (718, 5.1), voisin de celui du méthane gris. Cela permettrait aussi d'éviter à peu de frais l'émission de 17 Mt de Co2, c'est à dire de 5% (719) des émissions françaises . On peut de plus à nouveau capter le CO2 en sortie des centrales électriques, le stocker puis produire ultérieurement du méthane vert. Cela permettrait aussi de rendre plus supportable pour les consommateurs le doublement du niveau de taxe carbone prévu d'ici 2030 (720), pour autant que l'Etat Français respecte la directive européenne 2021 sur l'énergie.
Enfin, la réglementation européenne très complexe de fixation du prix de l'électricité, ne garantit des conditions de production équitables. La fixation du tarif réglementé par la Cre (721) , se fait pour Edf à un coût inférieur à ses coûts de production (722) tandis que la règle ARENH (723) imposée en 2022 est contraire au droit commercial. En effet, Edf n'a pas le droit de faire des ventes à perte (724) alors que c'est manifestement le cas pour plus de 10% de sa production (725), pour l'équivalent de 8 M d'euros. Ces dernières réglementations tarifaires auraient pu être contestées par tout actionnaire d'Edf, avant la décision de nationalisation de l'entreprise en 2022. Par ailleurs,'absence d'harmonisation des niveaux d'imposition de la taxe carbone entre les pays européens (726) crée des distorsions de concurrence entre les producteurs d'électricité (facteurs d'émission). Par exemple le niveau de taxe carbone est trop faible en Allemagne pour favoriser la production d'électricité à partir du gaz plutôt du charbon (727, p6/8) alors que la première est trois fois moins émettrice de CO2. La taxe n'assure pas non plus en Allemagne en 2022, la rentabilité des techniques de CCS pour la production électrique à partir du charbon. Il serait en effet par exemple légitime en France d'appliquer le différentiel de taxation du carbone existant sur la production d'électricité (728, Tableau 2.4) entre la France et la Pologne aux importations d'électricité venant de Pologne, d'autant que celles-ci proviennent en 2022 à 80% du charbon (729). A défaut d'une réforme du système européen de fixation du prix de l'électricité (730, 27min) "à partir de celui de la dernière centrale appelée" (731) , (732), il serait profitable pour assurer au consommateur un prix de l'électricité non prohibitif de mettre en place un plan d'élimination des énergies fossiles dans la production d'électricité, comme le prévoit le Royaume-uni à l'horizon 2035 (733). Si un tel engagement était pris par la France cela permettrait par exemple de légitimer davantage l'utilisation de la voiture électrique dans la mesure où l'origine non carbonée de l'électricité utilisée dans les voitures serait assuré à 100% et non pour une fraction de celle-ci, comme en 2022. De plus cet engagement est techniquement et économiquement possible en remplaçant les centrales à gaz productrices d'électricité par des Step.
Le niveau de taxe carbone dans le secteur de la production d'électricité à partir du gaz qui s'élevait en 2020 à 26 Eur/tCO2 (734, p 19/48) serait trop faible que la capture du CO2 y soit rentable car le coût de captation est plutôt voisin de 60 Eur/co2 (735), si l'on exclut la valeur marchande du CO2 capté, voisine de 60$/t. Le prix de vente de la tonne de Co2, à 65$, est en réalité supérieur à son coût de captation (736), ce qui montre la gestion assez court-termiste en France, des acteurs du secteur (737). Du point de vue économique l'observation des prix de gros en Europe observée en Août 2022 (738) et au delà (739) monte le caractère totalement insoutenable dans la durée de ceux-ci. Ainsi, fin 2022, le prix moyen du marché de gros de l'électricité était deux fois plus élevé en France qu'en Espagne (740, paragraphe 2), alors qu'en France 2,9% du Pib était consacré à des aides pour protéger le consommateur de la hausse des prix de l'énergie (contre 3,2% en Espagne). Ces prix de marché sont aussi très au dessus des coûts de production Français (741, p40-41/104). L'inspirateur de la tarification au coût marginal des prix de gros de l'électricité, Marcel Boiteux déclarait déjà dans la revue de énergie en 2012 (742) : " Il apparaît que la solution la plus raisonnable serait de sortir la France du marché de gros européen". Pour Rte dans un article publié en 2015 (743, p49/62) : "le système des prix nodaux [utilisé aux États-Unis] est une bonne solution". Ou encore (359, p70/92), on trouve dans un article de 2013: "[la mise en place des prix nodaux] pourrait réduire le prix moyen dans la majorité des pays considérés". Ceci, alors que les critiques contre la tarification au coût marginal sont nombreuses (744) (745) (746). Revenir sur ce système de tarification, ou atténuer ses effets par un plafonnement du prix du gaz supposerait toutefois pour la France au niveau juridique de sortir du système européen de l'électricité, comme l'ont fait l'Espagne ou le Portugal depuis Mai 2022 (747).En effet le système européen impose un prix unique de l'électricité alors que les coûts de production des différentes pays sont de plus en plus différents (748).Les prix de l'électricité en Europe sont parmi les plus chers du monde (749) sans pour autant que cela s'accompagne nécessairement d'une production particulièrement décarbonée dans tous les pays membres.
On voit donc qu'au delà des coûts induits, la diminution de 20% des émissions de GES en l'espace de 5 ans comme cela est imposé implicitement par la loi 2019 énergie climat paraît difficilement réalisable du point de vue technique par une augmentation si rapide de la puissance électrique installée et n'est pas en adéquation avec la trajectoire fixée par la loi pluriannuelle de programmation de l'énergie 2019-2028.
Cependant, les coûts de production du e-méthanol et du méthane obtenu par méthanolisation/méthanation sont inférieurs aux prix de vente observés en Octobre 2021 de l'essence et du méthane. il faudrait donc reporter leur taxation au niveau des producteurs et non des consommateurs afin de pouvoir défiscaliser le méthanol et le méthane verts. On pourrait ainsi assurer la compétitivité de ces énergies décarbonés, à court et à moyen terme. Ce type de mesure aurait un effet beaucoup plus certain sur la balance commerciale par exemple que le Cice (750, p72/306) (751) (752, graphique 4) . De telles mesures ne seront sans doute pas suffisantes et il faudra aussi s'orienter à brève échéance vers l'utilisation systématique des techniques de séquestration du CO2 (CCS).
La France est en 2022 parmi les pays (753, p13/51) présentant le plus de chances de réussir le difficile pari du zéro émission en 2050. Cependant il faudrait en particulier pour cela être très attentif aux solutions technologiques retenues dans le domaine du nucléaire, le réacteur Epr1 ayant beaucoup d'inconvénients en matière de sécurité, d'externalités et de coûts, alors que d'autres voies vers la filière Thorium, ou encore la production de clusters de SMR semblent nettement préférables. Le développement des réacteurs à eau lourde, en exploitation depuis plus de 50 ans au Canada, paraît une voie technologique éprouvée et à faible coût pour repousser la pénurie de U235 qui s'annonce d'ici 2070-2100, tout en préparant la voie pour l'utilisation du thorium et permettant d'utiliser les stocks Français d'Uranium appauvri. Il parait aussi urgent de développer la cogénération dans les centrales nucléaires, en l'associant au développement des réseaux de chaleur.
Ce serait une perte de chances que de limiter le développement de l'éolien offshore, aux 10 Gw prévus d'ici 2030 (754), avec pourtant le deuxième potentiel en Europe. Il devient également urgent de développer des parcs photovoltaïques pour pallier à la baisse de production moyenne de 20%, en France et dans le monde, du nucléaire pendant la saison sèche. Ceci alors que le développement de ces filières peut être lancé rapidement en comparaison de l'énergie nucléaire et que de nouveaux besoins de production électrique sont demandés à brève échéance. La gestion de l'intermittence lié au développement des Enr, doit être gérée par le développement des steps et éventuellement du power2gaz (si la taxe carbone appliquée aux producteurs d'électricité à partir du gaz fossile augmente au moins de 15Eur/Mwh à 45 Eur/Mwh) ou de l'hydrogène turquoise (cout de 85Eur/Mwh, équivalent à la production employant du gaz fossile sans capture de CO2). Les centrales thermiques électriques qui assuraient encore en 2022, 12% de la production, et en particulier les plus émettrices (celles qui ne sont pas CCGT), doivent avec le cadre SEQE-Eu devenir neutres en émissions d'ici 2035 (p21).