Décarboner le mix électrique français sans l’aide du nucléaire ? Ce n’est pas de la science-fiction : plusieurs études ont conclu à la faisabilité d’un tel scénario, mais les incertitudes liées à la maturité des technologies et à l’approvisionnement en métaux sont nombreuses, et les efforts à fournir importants.
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Ambitieux, mais théoriquement faisable. En France, où les énergies renouvelables ont assuré 22,5 % de la production d’électricité en 2021, différents scénarios portant cette proportion à 100 % ont été échafaudés ces dernières années par l’Agence de la transition écologique (Ademe), l’association négaWatt ou encore le gestionnaire du réseau de transport électrique français RTE, battant en brèche l’idée selon laquelle la décarbonation du mix électrique tricolore ne saurait se passer de l’atome. Mais le chantier est semé d’embûches. L’intermittence du vent et du soleil, en particulier, nécessite de rendre le réseau plus « flexible » en déployant de nouvelles capacités pour sécuriser l’approvisionnement en électricité durant les périodes de faible production. Il faudrait 68 gigawatts (GW) de puissance supplémentaire en 2050, dans le scénario du 100 % renouvelable de RTE (contre 28 à 45 GW dans les scénarios conservant une part de nucléaire)1.
Un certain niveau de risque
Parmi les moyens de flexibilité à développer, il y a bien sûr le stockage de l’électricité. On pense tout d’abord aux batteries stationnaires, mais aussi aux promesses de la technologie vehicle-to-grid permettant de restituer au réseau électrique une partie de l’énergie emmagasinée dans la batterie des véhicules électriques. Utile pour une modulation journalière, mais pas suffisant pour sécuriser l’approvisionnement sur de longues durées : selon le gestionnaire du réseau électrique, de nouvelles centrales thermiques alimentées avec des combustibles décarbonés tels que le biométhane, ou à défaut (surtout si le gisement de biométhane n’est pas assez important), le stockage de l’électricité grâce à l’hydrogène, seront également « nécessaires » dans un scénario tout renouvelable.
Seul bémol : ce processus, qui nécessite de transformer l’électricité en hydrogène par électrolyse puis de retransformer celui-ci en électricité, pâtit d’un rendement relativement faible, au mieux proche de 40 % selon les données de RTE, « nettement plus faible que celui du stockage par batterie ». Le développement d’interconnexions à l’échelle européenne, soit les capacités d’échange entre les États, contribue également à sécuriser l’approvisionnement en électricité. « Chaque pays a un potentiel solaire et éolien différent (ce qu’on appelle le foisonnement). Il y a intérêt à essayer de jouer sur les endroits en Europe qui proposent beaucoup de solaire ou d’éolien afin de transmettre le courant d’un pays à l’autre », éclaire Greg de Temmerman, docteur en physique expérimentale et directeur général du think tank Zenon Research. Autre levier à activer : le pilotage de la demande, que le développement des réseaux électriques « intelligents », ou smart grids, promet d’affiner. « C’est ce que l’on a essayé de faire cet hiver, de demander aux gens de consommer moins et de déplacer leur consommation, poursuit-il. Ce sera d’autant plus nécessaire quand on aura un réseau extrêmement intermittent, si l’on ne parvient pas à stocker suffisamment. »
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Il est issu de notre revue papier n°1 sortie en janvier 2023 « Le Nucléaire peut-il être écolo ? », disponible à l'unité sur notre boutique.
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1. Futurs énergétiques 2050, RTE (2022)
2. The Role of Critical Minerals in Clean Energy Transitions, AIE (2021)
3. Le cuivre : revue de l’offre mondiale en 2019, BRGM (2019)
4. La transition énergétique au cœur d’une transition sociétale, négaWatt (2022)
