Décryptage : RTE cadre ses scénarios 2050

RTE a lancé en 2019 une large étude sur l’évolution du système électrique intitulée « Futurs énergétiques 2050 ». La phase I de l’étude, consacrée au « cadrage des objectifs, des méthodes et des hypothèses », s’est achevée au premier trimestre 2021. Elle a fait l’objet d’une large consultation publique à laquelle la Sfen, via sa section technique 8 (Economie et stratégie énergétique), a répondu début mars 2021.

RTE a publié le 8 juin 2021, sur la base des 4 000 réponses qu’elle a reçues à la consultation, le cadrage définitif de l’étude qu’elle va réaliser, avec la définition de 6 scénarios permettant l’atteinte de la neutralité carbone à l’horizon 2050. Les résultats de l’étude sont attendus cet automne, et feront l’objet d’analyses plus approfondies en 2022.

Points communs et différences entre les 6 scénarios

Trois scénarios (N1, N2, et N03) combinent énergies renouvelables et nucléaire, avec la construction de nouvelles capacités de production nucléaire, destinées à renouveler une partie du parc existant. Trois autres scénarios (M0, M1, M23) ont une orientation 100 % énergies renouvelables (avec toutefois une part résiduelle de nucléaire historique en 2050 pour deux d’entre eux).

 

 

Comme tous les grands scénarios internationaux (trajectoires retenues par le GIEC, récent scénario AIE Net Zero, les six scénarios étudiés tablent à la fois sur une réduction des consommations énergétiques et sur un accroissement de la part de l’électricité dans la consommation d’énergie totale. Même si RTE fait état de « débats d’experts sur les trajectoires précises », elle a fait le choix dans son cadrage de présenter l’ensemble des scénarios par rapport à la même trajectoire de consommation, cohérente avec celle de la SNBC, dans la mesure où il s’agit de la meilleure façon de pouvoir comparer les options de mix. C’est la démarche qu’avait faite la Sfen en 2020, dans ses scénarios 2050 réalisés avec le cabinet CL.

 

 

RTE a également prévu d’étudier plusieurs variantes autour de ces scénarios cœur. Il faut noter, dans le choix des variantes de consommation, deux, particulièrement intéressantes :

– La première est une variante portant sur la « réindustrialisation forte » qui modélise un investissement dans les secteurs technologiques de pointe et stratégiques, ainsi que la prise en compte de relocalisations de production fortement émettrices à l’étranger, dans l’optique de réduire l’empreinte carbone de la consommation française.

– La seconde est une variante « hydrogène+ ». Dans cette trajectoire, l’hydrogène prend une part très significative de la production de chaleur haute température dans l’industrie. On trouve une motorisation hydrogène sur 35 % du parc de camions et de tracteurs routiers en 2050. Enfin on a un recours massif aux combustibles de synthèse pour décarboner le transport international aérien et maritime. RTE estime que la trajectoire « hydrogène + » nécessiterait 120TWh d’électricité en 2050, à comparer aux 50TWh prévus dans la SNBC.

Tous les scénarios intègrent un développement massif des énergies renouvelables qui représentent, en fonction des scénarios, une part comprise entre 50 et 100 % de la production nationale d’électricité en 2050, ce qui pose généralement deux questions :

– Le rythme de déploiement et l’acceptabilité socio-économique : les scénarios prévoient en 2050 une capacité de production solaire photovoltaïque entre 7 et 21 fois plus importante que la capacité installée aujourd’hui, selon les scénarios, et, pour l’éolien onshore, entre 2,5 et 4 fois plus importante qu’aujourd’hui. Les rythmes de croissance des énergies renouvelables envisagée apparaissent élevés au regard des tendances observées en France ces dix années, mais une vision européenne permet de les remettre en perspective.

 

 

– La gestion de la variabilité de l’éolien et du solaire, qui, d’après RTE, a été un vrai sujet de divergences dans la concertation. RTE présentera, pour les différents scénarios, non seulement une analyse de risque probabiliste en lien avec le critère public de sécurité d’approvisionnement défini dans le code de l’énergie, mais aussi une analyse approfondie et une illustration du fonctionnement du système dans certaines situations extrêmes (logique de stress test). Pour rappel, la récente étude RTE-AIE portant sur la faisabilité de mix électrique à très forte part d’énergie renouvelables variables suggère que jusqu’à 80 GW de flexibilité saisonnière seraient nécessaires, soit plus que la puissance installée actuelle des centrales nucléaires et fossiles en France. Ces besoins devraient être assurés principalement via le développement de vecteur hydrogène et les couplages sectoriels. La Sfen relève qu’il s’agit de solutions en partie encore au stade de la R&D.

 

 

Les trajectoires de renouvellement du parc nucléaire

Les trois scénarios N, qui prévoient un renouvellement d’une partie du parc nucléaire actuel par des constructions neuves, envisagent une capacité nucléaire totale de l’ordre de 30 GW pour le scénario N1, de l’ordre de 40 GW pour le scénario N2, et de l’ordre de 50 GW en 2050 pour le scénario N03. Ce dernier scénario est construit autour de l’objectif de disposer durablement d’un mix de production électrique équilibré, reposant à 50 % sur les énergies renouvelables, et à 50 % sur le nucléaire à horizon 2050.

La capacité du parc nucléaire existant, qui est actuellement de 61,4 GW, devrait décroître progressivement dans les années à venir. Le programme Nouveau Nucléaire France (NNF), dans lequel EDF et l’ensemble de la filière nucléaire étudient, à la demande du gouvernement, la construction d’un programme de six EPR2, envisage la mise en service d’une paire de nouveaux réacteurs tous les 3-4 ans à partir de 2035, ce qui permettra de disposer de 10 GW de nouvelles capacités de production nucléaire d’ici la première moitié des années 2040. A l’issue de ce programme, poursuivre la construction des EPR2 suivant le même rythme, avec une paire tous les 3-4 ans, permettra de compter sur une capacité d’une quinzaine de GW pour le nouveau nucléaire à horizon 2050, et d’atteindre ainsi la capacité totale envisagée dans le scénario N1.

La Sfen a rappelé lors de la consultation que la mise en service de ces nouvelles capacités nécessite que soit prise une décision d’engagement du programme industriel de construction des 6 EPR fin 2022, compte tenu du délai réglementaire du processus d’instruction de l’autorisation de création des installations nucléaires de base (délai de 3 ans, avec une extension possible de 2 ans à partir de la déclaration de recevabilité de la demande), des travaux préparatoires de terrassement sur les sites puis de la durée de construction effective.

Pour atteindre la capacité nucléaire d’environ 40 GW prévue dans le scénario N2, il est nécessaire d’accélérer le rythme de construction des EPR2 durant la seconde partie de la période 2021-2050. Une accélération de la cadence de construction de ces réacteurs peut être attendue dès la troisième paire, dans la mesure où cette dernière pourra déjà bénéficier du retour d’expérience de la première paire, en particulier des études de conception et d’exécution faites pour les premiers réacteurs. Dans le cadre du programme industriel proposé par la filière, celle-ci serait en mesure de monter en puissance, de standardiser ses pratiques et de renforcer son efficacité pour envisager la mise en service d’une paire d’EPR2 tous les deux ans.

Une telle accélération du rythme de construction des EPR2 n’est cependant accessible que si l’on donne à la filière nucléaire suffisamment de visibilité à horizon 2030, et si on s’assure qu’elle ne soit pas perturbée dans sa dynamique, avec par exemple des interruptions/accélérations qui seraient dommageables pour la bonne exécution des différents projets. La Sfen a rappelé qu’on ne peut demander aux industriels de la filière d’investir sur des nouveaux outils de production et des compétences supplémentaires qu’à partir du moment où ils seront assurés de s’engager sur un programme industriel conséquent. Dit autrement, pour la Sfen, les hypothèses retenues par RTE pour le parc nucléaire du scénario N03 ne sont pas tant liées aux contraintes sur la supply chaine nucléaire, mais bien le reflet du dimensionnement raisonnable pour cette filière compte tenu de la visibilité actuelle sur les orientations de politique énergétique.

Vu d’aujourd’hui, disposer d’un parc nucléaire d’une cinquantaine de GW en 2050 (soit une dizaine de GW supplémentaires par rapport au scénario N2) nécessiterait la mise en œuvre de leviers complémentaires, dont la faisabilité devrait se confirmer à l’horizon 2030 :

– Une accélération supplémentaire de la mise en service de nouveaux réacteurs EPR2 avec par exemple une accélération à une paire tous les deux ans dès la deuxième paire, toujours en tenant compte du retour d’expérience de la construction de la première paire ou l’anticipation de la mise en service de quelques réacteurs initialement vus post-2050 en fin de période, en offrant à la filière suffisamment de visibilité, et en préparant l’activation de plusieurs leviers complémentaires. Cela nécessiterait entre autres de renforcer l’outil industriel via des investissements supplémentaires et aussi de mener un programme industriel coordonné pour l’ensemble des constructions nucléaires neuves en Europe (avec le Royaume-Uni, la République Tchèque et la Pologne notamment)

– Une poursuite d’exploitation au-delà de 60 ans d’une partie du parc existant, conditionné bien sûr à une autorisation de l’Autorité de sûreté française (ASN). Les Etats-Unis mènent avec succès un programme d’extension de la durée de fonctionnement : 80 % des réacteurs américains (sur un parc de 95 unités) disposent aujourd’hui d’une licence d’exploitation à 60 ans, et 6 d’entre eux ont aussi reçu de l’autorité de sûreté américaine une licence d’exploitation à 80 ans[1]. Si l’exemple américain ne préjuge pas de la faisabilité de poursuivre au-delà de 60 ans, l’exploitation de certains réacteurs français, les éléments techniques qu’il apporte, permettent de ne pas écarter cette possibilité. Des investissements de R&D seront nécessaires pour instruire le sujet.

– Le déploiement de quelques GW de SMR de type NuwardTM, notamment sur des sites existants sur lesquels il ne serait pas possible d’envisager des EPR.  Ce projet est actuellement au stade de l’Avant-Projet Sommaire jusqu’en 2022. EDF a annoncé sa volonté d’inscrire la réalisation d’un prototype dans la prochaine PPE, pour une disponibilité commerciale à grande échelle après 2035 avec comme marché cible le remplacement des centrales charbon à l’international.

A ce stade, même si RTE a dû faire des hypothèses pour construire le scénario N3, la Sfen estime qu’il n’est pas possible, dans l’état actuel des connaissances, de savoir quelle serait la combinaison de ces trois dernières options.

Conclusion : de grands défis industriels pour tous, et des décisions à prendre

L’avancement des travaux de RTE permettent de mieux apprécier certaines incertitudes majeures associées à tout scénario visant la neutralité carbone pour le mix électrique à 2050. Une partie des incertitudes porte ainsi sur « le franchissement de barrières technologiques et la maîtrise de solutions non encore testées en grandeur réelle ». Cette observation s’appuie notamment sur l’étude conjointe RTE/AIE publiée au début de l’année. Les incertitudes sont également liées au contexte social et macroéconomique (réindustrialisation) et seront partiellement étudiées par RTE.

Dans ce contexte, comme le détaillent les scénarios 2019 de la Sfen, une partie de la valeur de l’option nucléaire est précisément liée au fait qu’il s’agit d’une technologie mature qui joue un rôle d’assurance pour le système électrique. En diversifiant les options technologiques disponibles pour atteindre l’objectif de neutralité carbone, c’est donc la résilience de notre système électrique qui se trouve renforcée.

Compte-tenu des incertitudes, il s’agira de revoir les scénarios au fur et à mesure que les connaissances progresseront, et surtout « d’identifier les jalons décisionnels clés qui les caractérisent, les leviers de correction en cas de non-réalisation de certaines de leurs hypothèses ».

Pour le nucléaire, en cas de non-respect des rythmes d’installation des autres filières (renouvelables ou flexibilité) il s’agira d’être en capacité d’accélérer le rythme de construction. La Sfen rappelle que, pour être en mesure d’accélérer, il faut déjà avoir lancé les premiers chantiers.

[1] Quatre réacteurs à eau pressurisée (REP), technologie utilisée en France (Turkey Point 3&4 et Surry Point 1&2) et 2 réacteurs bouillants (REB, Peach Bottom 2&3).