Le scénario de référence de l'Agence Internationale de l'Energie (2°C scenario ; [1]) projette une augmentation de la part du nucléaire dans le mix électrique mondial de 11% aujourd'hui à 17% en 2050. Le même scénario considère également qu'à l'horizon 2050, 65% de l'électricité mondiale sera fournie par les énergies renouvelables, dont 29% d'énergie éolienne et solaire.

En France, la situation est différente, puisque l'essor des énergies renouvelables intermittentes (de 30% à 60% du total en 2050 selon les scénarios [2,3]; l'Ademe étant même allée jusqu'à 100% [4]) n'ira pas sans une baisse des capacités nucléaires.

Pour être en accord avec le projet de Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), en consultation, les capacités nucléaires devraient diminuer de 63 GW (75% de la production totale, GWh) aujourd'hui à environ 58 GW en 2035 (l'objectif de réduction est moindre que celui initialement établi par la LTECV, une « petite Loi » est en cours d'adoption pour amender cette dernière).

Rappelons que la consommation d'énergie pour production d'électricité représente 40% des émissions de gaz à effet de serre (GES ; le principal étant le dioxyde de carbone) au niveau mondial, ce qui en fait un enjeu majeur dans la lutte contre le changement climatique. En France cependant, ce secteur n'est responsable que de 9% des émissions de gaz à effets de serre [6].

Mais d'où viennent donc les 91% restants ? On citera spontanément les transports, à raison, puisqu'ils représentent 29% du total [6]. La chaleur sera plus rarement évoquée, et la chaleur basse température (< 250°C) encore moins. La consommation énergétique à des fins de chauffage en deçà de 250°C (des locaux, de l'eau, des procédés industriels) représente pourtant 30% des émissions de gaz à effet de serre françaises.

Différencier la chaleur selon la température est primordial, les usages inférieurs à 250°C pouvant être fortement optimisés par des pratiques d'efficience énergétique (utiliser la chaleur produite en excès par e.g. les data centers, les centrales thermiques, les usines dans d'autres applications comme le chauffage urbain ou de procédés). Bien que des acteurs soulignent activement l'importance de récupérer la chaleur fatale industrielle [7], et que la loi oblige formellement certaines industries intensives en énergie à étudier la possibilité de fournir les réseaux de chaleur voisins [8], les symbioses énergétiques de ce type restent rares [9].

Quid du potentiel majeur de décarbonisation des synergies industrielles?

Le 28 février 2018, le Conseil économique, social et environnemental (CESE) émettait un avis alarmant sur l'application de la Loi sur la Transition énergétique votée en 2015. Les objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 40% d'ici à 2030 et de 75% à l'horizon 2050 seront inatteignables en l'absence d'investissements majeurs.

Ce rapport insiste notamment sur l'importance de reconnaître le rôle clé des acteurs locaux en augmentant leurs dotations financières. Il souligne également l'importance de doubler le fonds chaleur [10], ce qui avait été proposé par le candidat Emmanuel Macron (l'actuel projet de programmation pluriannuelle de l'énergie propose de l'augmenter de 255 M€ en 2018 à 350 M€ en 2020 et 2021, puis de le diminuer progressivement jusqu'à 219 M€ en 2028).

Le rapport ne fait toutefois pas mention du potentiel des symbioses industrielles, qui détiennent un potentiel majeur de décarbonisation. Par ailleurs le rapport semble séparer deux questions pourtant étroitement liées : la rénovation du bâti et le développement des énergies renouvelables. Dans la pratique, une réelle complémentarité environnementale et économique existe entre rénovation du bâti et implémentation de réseaux de chaleur, vecteurs d'intégration d'énergies renouvelables et de récupération (e.g. chaleur fatale, géothermie, solaire, biomasse).

Un exemple de système potentiellement pertinent (et pourtant rarement mentionné) est la valorisation de la chaleur produite par les centrales thermiques nucléaires. L'exploitation la plus répandue de ces centrales implique de rejeter dans l'environnement la chaleur qui ne peut être convertie en électricité du fait de contraintes physiques (Carnot).

Dans les réacteurs à eau pressurisée (le REP est le type de réacteur le plus couramment utilisé aujourd'hui et devrait le rester jusqu'en 2050 au moins [11]), les deux tiers de l'énergie produite sont rejetés dans l'air ou dans l'eau. Les réacteurs à eau pressurisée peuvent pourtant être conçus pour fournir de l'électricité et de la chaleur (ou seulement de la chaleur) sans compromettre la sûreté de l'installation [12]. La chaleur à la sortie du générateur de vapeur d'un réacteur à eau pressurisée est disponible à 285°C, couvrant le tiers des besoins industriels et l'intégralité des besoins résidentiels et tertiaires en chaleur (soit 30 % des émissions de gaz à effet de serre de la France; voir plus haut).

A la recherche de politiques territoriales ambitieuses

A travers le monde, au moins 55 réacteurs ont été utilisés comme solution de chauffage depuis les années 1970 (e.g. Russie, Suisse, Norvège, Canada [9,13]). A l'aide d'experts de l'OCDE, nous avons identifié quinze zones urbaines en Europe dont le chauffage et l'eau chaude sanitaire pourrait provenir de réseaux de chaleur alimentés en partie par une centrale nucléaire voisine.

Sept de ces quinze systèmes présentent un potentiel de réduction des émissions de gaz à effet de serre à coût compétitif [14], la condition principale étant d'avoir des réseaux de chaleur suffisamment grands (ce qui n'est pas toujours le cas aujourd'hui, en particulier en France et au Royaume-Uni). La production de vapeur pour des éco-parcs industriels a également été étudié pour la France [9]. Des projets prometteurs ont été identifiés à Gravelines (usine de parapharmacie à 0,5 km de la centrale) et Le Bugey (deux usines à 1,8 km).

Le potentiel global est toutefois limité du fait de la distance qui sépare souvent les usines des sites nucléaires. A l'avenir, des politiques territoriales ambitieuses visant à inciter les industries pertinentes à s'implanter dans des zones contigües aux centrales nucléaires pourraient avoir des retombées économiques (réduction de 10-20 % des coûts annuels de production de chaleur) et environnementales (1-4 % de réduction des émissions de GES de la France) importantes [9].

Concevoir les systèmes énergétiques comme un tout

Nous n'émettons pas ici d'opinion sur le nombre de centrales nucléaires à construire dans le futur. Nous défendons en revanche l'idée suivante : si une centrale est prévue sur un site possédant a priori un potentiel pour la fourniture de chaleur (e.g. Gravelines, Le Bugey, Nogent-sur-Seine [9,14,15]), elle devrait être construite de façon à être facilement modifiable ultérieurement pour cogénérer électricité et chaleur. Pour un coût négligeable (uniquement la prévision de l'espace nécessaire à l'implémentation d'équipement, dont des échangeurs de chaleur [16]), cela garantirait la possibilité future d'utiliser de l'énergie actuellement perdue. Parallèlement, le développement des réseaux de chaleur et des éco-parcs industriels devrait être fortement soutenu par tous les canaux, en particulier locaux et régionaux.

Plus généralement, il est urgent de décorréler les pratiques d'efficience énergétique des intérêts industriels sous-jacents aux choix technologiques et de concevoir les systèmes énergétiques comme un tout. La transition énergétique doit se comprendre dans la complémentarité des énergies et des technologies, dans la recherche de synergies, et non pas dans une opposition entre les différents modes de production (ou d'économie) d'énergie.

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NOTES

[1] IEA (International Energy Agency). Energy Technology Perspectives 2017, OECD/IEA, Paris. 2017.

[2] Cany C, Mansilla C, Mathonnière G, da Costa P. Nuclear contribution to the penetration of variable renewable energy sources in a French decarbonised power mix. Energy 2018;150:544-55.

[3] Wang Y, Silva V, Lopez-Botet-Zulueta M. Impact of high penetration of variable renewable generation on frequency dynamics in the continental Europe interconnected system. IET Renewable Power Generation 2016;10:10-6.

[4] Ademe. Mix électrique 100 % renouvelable ? Analyses et optimisations. Available from: <http://www.ademe.fr/mix-electrique-100-renouvelable-analyses-optimisations> 2016.

[5] Assemblée nationale. Loi n° 2015-992 du17 août 2015 Relative à la transition énergétique pour la croissance verte, 2015-2992. Available from: <http://www. legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte¼JORFTEXT000031044385&categorieLien¼id> [in French] 2015.

[6] Ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie. Chiffres clés du climat. France et Monde. Available at: <http://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/fileadmin/documents/Produits_editoriaux/Publications/Reperes/2012/Climat-ed-2013/reperes-fr-ed2013.pdf> [in french] 2013.

[7] Ademe. La chaleur fatale industrielle. Available from: <https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/15-0677%205CD%20SD%20Rapport%20Art%2014%20Annexe3%20Rapport%20ADEME%20chaleur-fatale-industrielle.pdf> [in French] 2015.

[8] Ministère de l'environnement, de l'énergie et de la mer. Application of the article 14.5 of the Directive 2012/27/UE with regards to the connexion of utilities generating excess heat and district heating networks. Décret n° 2014-1363 of the 14th of November 2014 [in French]. 2014.

[9] Leurent M, Da Costa P, Sylvestre S, Berthélemy M. Feasibility assessment of the use of steam sourced from nuclear plants for French factories considering spatial configuration. Journal of Cleaner Production 2018.

[10] Ademe. Le Fonds Chaleur en bref. Available from: <http://www.fonds-chaleur.ademe.fr/> [in French] 2016.

[11] IAEA (International Atomic Energy Agency). Nuclear power reactors in the world. IAEA-RDS-2/37. 2017.

[12] STUK (Finnish Radiation and Nuclear Safety Authority). Preliminary Safety Assessment of the Fennovoima Oy Nuclear Power Plant Project. Available from: <https://www.stuk.fi/documents/88234/148256/STUK-Fennovoima_preliminarysafetyassesment_letter.pdf/2b9012c5-0d9a-4253-8efd-c2070fdc2cb7> 2009.

[13] Leurent M, Jasserand F, Locatelli G, Palm J, Rämä M, Trianni A. Driving forces and obstacles to nuclear cogeneration in Europe: Lessons learnt from Finland. Energy Policy 2017;107:138-50.

[14] Leurent M, Da Costa P, Rämä M, Persson U, Jasserand F. Cost-benefit analysis of district heating systems using heat from nuclear plants in seven European countries. Energy 2018;149:454-72.

[15] Leurent M, Da Costa P, Jasserand F, Rämä M, Persson U. Cost and climate savings through nuclear district heating in a French urban area. Energy Policy 2018;115:616-30.

[16] ETI (Energy Technology Institute). System Requirements for Alternative Nuclear Technologies - Phase 3. Technical assessment of SMR heat extraction for district heat networks. Available from: <http://www.eti.co.uk/library/system-requirements-for-alternative-nuclear-technologies-phase-3>. 2016.