La lettre de l'I­tésé

Lettre trimestrielle d'information de l'Institut de

du Commissariat à l'Energie Atomique et aux Energies AlternativesTechnico­Economie des Systèmes Energétiques

La lettre de l'I­tésé

Lettre trimestrielle d'information de l'Institut deNuméro 36 ­ Printemps 2019

La Lettre de l'I­tésé ­ CEA ­ Bâtiment 524 ­ 91191 Gif­sur­Yvette Cedex itese@cea.fr ISSN 2107­6804Editeur : CEA/DAS/I­tésé ­ Directeur de la publication : Jean­Guy Devezeaux ­ Rédacteur en chef : Jean­Guy Devezeaux ­

Rédacteurs : Michel Berthelemy ­ Jean­Guy Devezeaux ­ Valérie Faudon ­ Elvire Leblanc ­ Florence Lefebvre­Joud ­ Elisabeth Le Net ­Cyprien Ternel ­ Anne Tribout­Maurizi ­ Gondia Sokhna ­ Hyun Jin Julie Yu.

Editorial

Décider un programme nucléaire en 2021

Le premier dossier de cette Lettre part du constat qu’une analyse de lagestion en dynamique du parc français conduit à positionner laconstruction de nouveaux réacteurs dans la période 2030­2035. Ceci estnotamment issu de la nécessité de lisser les arrêts de tranches, unestratégie de remplacement à âge fixe étant jugée peu cohérenteindustriellement (les flux de nouvelles capacités à construire – énergiesrenouvelables et nucléaire ­ seraient trop importants).

L’analyse qui est présentée est majoritairement issue d’un très récenttravail d’enquête au sein de l’industrie. Le bilan montre que, si laconstruction des premiers EPR ­ notamment Flamanville 3 ­ a pupermettre difficilement de remettre la filière en ordre de marche, lasituation reste fragile pour de très nombreuses entreprises. 60% environd’entre elles estiment par exemple que, sans engagement d’unprogramme significatif sous très peu d’années, il faudra réduire leseffectifs avec des pertes de compétences et à terme bref un risque quant àleur pérennité.

Ainsi, aux questions de gestion de la flotte supra, se greffe celle dumaintien de la capacité industrielle du pays. Ne pas décider d’unprogramme en 2021, date du choix fixée par le gouvernement, conduiraità la perte de pans entiers de cette industrie : continuer ensuite dans lenucléaire serait non seulement ardu, mais encore au prix d’un largerecours aux chinois, aux russes…

Vous découvrirez par ailleurs un dossier qui se situe dans la continuité denotre précédente Lettre, largement consacrée à la mobilité. Il s’agit d’uncondensé de l’étude conduite pour l’Office Parlementaire d’Evaluationdes Choix Scientifiques et Technologiques (OPECST) par I­tésé et l’IFPENsur le potentiel de décarbonation des véhicules particuliers en France, àl’horizon 2040. La technique devrait être au rendez­vous. Les sujets depilotage économique – dont la fiscalité – y apparaissent de premier ordre,à l’heure où les coûts des carburants constituent un enjeu sociétal crucial.

Jean­Guy Devezeaux de Lavergne

Directeur de l'I­tésé

SommaireDossierLa filière nucléaire française :Diagnostic pour aujourd'hui etperspectives pour demain

EclairagesPotentiels des améliorationstechnologiques de véhiculesélectrifiés : scénarios France 2040

Le projet de ProgrammationPluriannuelle de l'Energie et laplace de la recherche

Rappel sur les mécanismes desoutien à l'installation depanneaux photovoltaïques enFrance

BrèvesSéminaire "Enjeux sociétaux dunucléaire & SHS"Journée I­tésé 2019 "Modéliser latransition énergétique"

Actualités scientifiques/Vie de l'Unité

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Le chiffre du trimestreLe chiffre du trimestre

58%C'est le nombre d'entreprises

industrielles qui estiment que, sansengagement d'un programmenucléaire significatif en France soustrès peu d'années, elles devrontreduire leurs effectifs avec despertes de compétencessignificatives.

Le chiffre du trimestre

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Dossier

La filière nucléaire française : Diagnosticpour aujourd'hui et perspectives pourdemain

par Valérie Faudon*,Michel Berthelemy, Jean­Guy Devezeaux de Lavergne**

SFEN* ­ CEA I­tésé/Université Paris­Saclay**

La question du renouvellement du parc nucléaire se pose avec acuité en France.Pour se faire, le pays devra mobiliser l’ensemble de sa filière industrielle, enparticulier bien sûr les industriels et prestataires engagés dans la construction denouveaux réacteurs, pour s’assurer qu’elle disposera, à temps, des compétencesnécessaires. En effet, la filière a souffert d’un longue absence de construction et aété difficilement remobilisée avec la construction de Flamanville 3. Il importe demaintenir l’effort en temps et heure, sinon de nouvelles difficultés se feront jour,avec des pertes de capacités et de compétences qui seraient probablementirrémédiables. L’objectif de la très récente note SFEN «Quand décider d’unrenouvellement du parc nucléaire français ?» est ainsi de faire le point surl’articulation entre les calendriers énergétiques et industriels. Sa seconde partie,basée sur une enquête détaillée réalisée par le cabinet de conseil BCG auprès dela filière nucléaire française, est la base de cet article.

Introduction

Les exercices de prévision, par définition difficiles, lesont tout particulièrement lorsqu’il s’agit de bâtir des

scénarios énergétiques sur plusieurs décennies. Pourautant, l’idée de la nécessaire contribution de l’énergienucléaire s’impose. Elle est actée par les organisationsinternationales (OCDE­AIE, UE, GIEC) car elle adémontré qu’elle permettait de décarboner l’énergie et delutter contre le réchauffement climatique. Elle constitue,par sa fiabilité, une réponse solide pour faire face auxincertitudes.

Les scénarios de décarbonation européens confirmentune montée en puissance des énergies renouvelables enEurope et en France à l’horizon 2050 et ­ en même temps ­un socle nucléaire de l’ordre de 35­40GW pourl’hexagone. Pour garantir ce socle la France devra êtreprête à construire de manière étalée et cadencée entre 3 et4 paires par décennie entre 2030 et 2050.

Après une période compliquée et des pertes decompétences qui ont pu être enrayées, la France disposeaujourd’hui d’une chaîne de valeur industrielle complète,qui lui permet, avec sa propre technologie et ses propresentreprises (de l’ETI à la PME), de construire desnouveaux moyens de production nucléaire. Le nucléaireest d’ailleurs le dernier secteur énergétique où c’est le cas.Le nucléaire reste ainsi aujourd’hui la troisième filière

industrielle française, forte de 2600 entreprises et 220,000collaborateurs. Ses salariés sont pour deux tiers descadres et des ETAM, soit une proportion deux fois plusélevée que dans la moyenne nationale.

Pour que la filière puisse maintenir ses compétences etdisposer des ressources mobilisables à temps, elle aurabesoin d’une visibilité suffisante pour se doter de moyenspérennes qui permettent de produire dans les délais, enconformité avec les contraintes qualité, et avec des coûtsmaîtrisés.

Afin d’évaluer les contraintes liées au calendrierindustriel de mobilisation de la filière, la SFEN ademandé au BCG une étude sur sa situation et sesbesoins. Elle a proposé de donner la parole auxreprésentants de la filière à travers deux approches :

• Une série d’entretiens auprès des directions de 15entreprises représentatives de l’ensemble des spécialitésde la filière et de son empreinte économique sur leterritoire.• Un questionnaire quantitatif distribué plus largementauprès des professionnels de la filière à travers desréseaux comme celui du pôle de compétitivité NuclearValley et du GIIN (le Groupe Intersyndical de l'IndustrieNucléaire).

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Dossier

Les compétences nécessaires au renouvellement duparc nucléaire français

La filière nucléaire, sur les grands chantiers de nouvellesconstructions nucléaires, requiert des compétencesspécifiques

Aucun projet de réacteur nucléaire n’avait été lancé nidémarré en Europe depuis deux décennies. Or la filièrenucléaire se caractérise par des exigences très strictes engestion de grands projets, études de sûreté, assurancequalité, en pureté des matériaux, en comportement deséquipements sous irradiation, en tenue à long terme,etc… Il a donc fallu reconstituer l’ensemble de la chaîneindustrielle pour construire OL3 et FL3.

Dans le cadre de ces 2 projets, EDF et Framatome ontqualifié plus de 600 fournisseurs d’équipements etservices et obtenu des progrès sensibles sur la qualité et lecalendrier des fournitures. La totalité de la chaîneindustrielle, systèmes, services et composants, doit êtrequalifiée au niveau «qualité nucléaire» ; les standards dequalité sont définis et contrôlés par les organismesnotifiés. On distingue en particulier les composants et lesservices «importants pour la sûreté», pour lesquels lesexigences sont maximales. Ensuite on se réfère auxnormes ISO 9001. La qualification d’un fournisseur peutprendre jusqu’à deux ans, avec d’abord un appel àmanifestation d’intérêt, qui va donner lieu à une pré­sélection après visite des entreprises candidates, etensuite un test de pré­qualification du composant ou duprocédé sur un cahier des charges bien défini. Pour biendes prestataires, il a fallu investir en compétences, parrecrutement ou par programmes internes de formation,sur des domaines spécifiques au nucléaire.

Si les têtes de série EPR ont permis de requalifier lasupply chain nucléaire, l’absence de décision sur lenouveau nucléaire à l’horizon 2021 viendrait mettre enrisque cette qualification.

Différents corps de métier sur un chantier de nouveauxréacteurs en fonction des phases d’avancement

En amont de la décision d’investissement, les équipesEtudes préparent la construction de l’avant­projet etinterviennent sur le site pour réaliser les études et lesmesures nécessaires. Puis, pendant les cinq premièresannées, ces équipes poursuivent leur travail pour réaliserl’analyse réglementaire, la modélisation en maquette, lescalculs et les plans. L’équipe du génie civil se joint à ellespour le terrassement, la construction des prises d’eau, desgaleries d’acheminement et des bâtiments. Ensuite, aucours des cinq dernières années, les équipes de montageélectromécanique mènent à bien les travaux deventilation, de tuyauterie et d’électricité. Les équipes definition se chargent des travaux d’isolation thermique, depeinture et du calfeutrement. Les équipes de réalisationd’essai interviennent en fin de chantier. De manière

transverse, des fabricants d’équipements et des équipesde préfabrication sont sur place (pour la tuyauterie parexemple) pendant toute la durée du chantier. Il en est demême pour les organismes notifiés pour assurer laconformité des activités réalisées avec les exigencesrèglementaires et les codes applicables. Enfin, les équipesde facilitation de chantier sont également présent defaçon continue.

Figure 1 : Organisation des chantiers selon un cadencementspécifique (source BCG pour SFEN)

On a vu, dans l’étude du programme français réalisé parla Cour des Comptes, que d’importants gains sur le coûtde la construction pouvaient être obtenus par les effets desérie : réalisation de deux tranches sur un même site (gainde coût de 15%), et aussi réalisation d’une série d’aumoins trois paires.

Dans la perspective de construire plusieurs tranchesd’affilée, la capacité en ressources des grands corps demétier sera une variable clé. Le bon cadencement deschantiers, à partir du premier réacteur, doit permettreaux industriels de s’assurer, entre autres, de la bonnedisponibilité des personnes compétentes dans la phasedu chantier où leurs compétences sont requises.

Dans le cadre d’un programme nucléaire, les personnescompétentes peuvent ainsi être affectées d’un projet à unautre, en fonction des besoins des chantiers. Cesaffectations participent, au même titre que lecadencement, à l’effet série car les personnes gagnent enexpérience, en compétence et en efficacité au fur et àmesure des chantiers.

Le graphe suivant montre comment un cadencement denouvelles constructions avec un rythme d’une paire detranches (sur un même site) tous les cinq ans permettraitd’optimiser la gestion et le développement lescompétences. L’hypothèse retenue est qu’un nouveau

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chantier (construction de 2 tranches) démarrerait tous les5 ans, une fois que les ressources d’études et de GénieCivil du précédent chantier pourront être mises àdisposition. Les équipes de montage électro mécanique etde finition suivraient également des cycles de 5 ans d’unchantier à un autre.

Ce cadencement est une hypothèse de travail pour lerythme de démarrage du programme, sachant qu’ilconvient aussi d’étudier comment accélérer le rythme,afin de pouvoir satisfaire les exigences du calendrierénergétique, présenté dans la partie 1 de la note. On voiten effet qu’il faudrait, afin à la fois de garantir ladisponibilité du socle nucléaire nécessaire à l’horizon2050 et faire face à l’effet falaise à partir de 2040, être enmesure d’accélérer et doubler la cadence sur 2040­2050soit plutôt un rythme de 2 paires tous les 4 à 5 ans. Pourcela il sera essentiel que la filière nucléaire ait été enmesure, sur la période 2030­2040 d’avoir établi sa capacitéà construire en série, avec un schéma industriel, uneorganisation et des processus robustes, lesquels nécessitede lui donner une visibilité dès aujourd’hui sur laconstruction d’une première série de trois paires.

Organisation du calendrier industriel

S’il semble réaliste que le calendrier puisse s’accélérer aufur et à mesure des chantiers, ce qui est d’ailleurscaractéristique de l’effet de série, on constate que lacapacité maximale de construction de nouvelles centralesnucléaires sera limitée par la disponibilité des ressources.Les compétences spécifiques aux grands chantiers denouvelles constructions nucléaires sont aussi prisées pard’autres industries. C’est le cas en particulier descompétences au niveau de la gestion de grands projets,de l’ingénierie, ou de la sûreté. Autrement dit, si desformations spécifiques sont nécessaires pour entrer dansles activités nucléaires, les personnes peuvent facilement,en cas de « trou de charge » ou de manque de visibilitésur les projets à venir a contrario trouver du travail dansd’autres industries, et manquer à l’appel au moment duredémarrage des projets.

Figure 2 : Prise en compte descontraintes industrielles : taux

de charge et solidité de la filière(source : BCG pour SFEN)

Bilan de santé de la filière après Flamanville

Il convient de rappeler, en amont des résultats de l’étude,que les problématiques générales des entreprisesinterrogées sont nécessairement très variées en fonctionde leur profil d’activités :

• Selon qu’elles sont exposées plutôt à des activités deservices au parc nucléaire actuel (comme ONET, NUVIAou Rolls Royce Civil Nuclear), ou pour l’essentiel à desprojets Nouveau Nucléaire (comme Alstom PowerSystems, Bureau Veritas, Schneider ou Technicatome), ouà l’ensemble des métiers du cycle (comme Assystem,REEL, VELAN, ENDEL, BOCCARD, NEXANS).• Selon, qu’elles interviennent largement sur d’autresindustries (comme TechnicAtome, Prezioso, BOCCARD,NEXANS, SCHNEIDER), ou sont relativementspécialisées dans le nucléaire Civil (comme ONET,NUVIA, VELAN, ENDEL, REEL, ALSTOM POWERSYSTEMS).• Selon qu’elles interviennent sur des activitésd’ingénierie jusque très en amont de projets (commeASSYSTEM ou BUREAU VERITAS), ou sur des activitésde réalisations (comme VELAN, BOCCARD, ENDEL).• Selon qu’elles ont réussi à s’exporter sur des chantiersnucléaires à l’international (comme Alstom PowerSystem, VELAN, SCHNEIDER, BUREAU VERITAS), oupas.

La filière met en place des stragégies de court­terme

La majorité des responsables d’entreprises, en «bonsgestionnaires», affirment maîtriser leur carnet decommandes pour les trois prochaines années, mais lessituations semblent assez disparates. La filière montrepourtant des signes effectifs de fragilité : d’un côté 59%des répondants déclarent avoir des activités nucléaires«stables ou en croissance», de l’autre, près de 40% des

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personnes interrogées relatent qu’ils sont en dessous ouen limite du seuil d’activité souhaitable.

Figure 3 : Perspectives de charge (source BCG pour SFEN)

Les résultats témoignent du caractère très disparate desportefeuilles d’activités des entreprises de la filière,lesqueslles ne sont pas affectées de la même façon par lafin du chantier de Flamanville.Ainsi beaucoup d’entreprises sont en grande partieengagées dans des activités de services au parc nucléaireexistant, par nature sur des pas de temps plus long etoffrant une assez bonne visibilité sur les années à venir,voire à moyen terme. «Le parc aura toujours besoin denotre expertise et le parc est là pour durer» reconnait undirigeant de la filière. Le Grand Carénage en particulierpermet à plusieurs entreprises d’intervenir sur desvéritables programmes à moyen terme en raison duniveau élevé de standardisation du parc nucléaire.Ainsi 45% des répondants déclarent réaliser sur le parcplus de la moitié de leur activité des 5 prochaines années.En revanche ils sont plus de 80% à prévoir moins de 25%d’activité pour le nouveau nucléaire en France dans leurplan de charge à 5 ans.

Figure 4 : Prospective des activités (source BCG pour SFEN)

Certaines entreprises peuvent reporter en partie et à courtterme leurs compétences développées sur le chantier deFlamanville vers d’autres chantiers de la filière en Franceou à l’étranger. C’est le cas du réacteur de recherche JulesHorowitz (RJH), le projet de réacteur à fusion ITER ou leprojet de construction de deux EPRs à Hinkley Point C(HPC). «Aujourd'hui, j'ai trop de travail par rapport à ceque je peux réaliser. Et ça ne va pas changer à court­termeavec la montée en puissance d'ITER» estime unintervenant. «Nous pouvons maintenir nos compétencescols blancs sur HPC et ITER, nos compétences cols bleusseront cependant perdues» pour un autre. Un autreexplique que «le projet HPC permet de maintenirl’activité de nos usines pendant les 2 prochaines années».Aussi, malgré l’absence d’une décision d’investissementfinale, le lancement d'études pour le projet de Jaïtapur enInde peut également servir à sauvegarder descompétences limitées aux domaines de l’ingénierie.

Enfin certaines entreprises, qui ont réussi à développerleurs activités à l’exportation, bénéficient en partie desprojets russes (Rosatom) en Finlande, Hongrie et Turquie.«Les façons de travailler, les référentiels, lesautomatismes sont relativement proches entre la Franceet le reste de l’Europe et les compétences de la filièrefrançaise sont encore reconnues par Rosatom» expliqueune dirigeante de la filière. D’autres, plus rares,interviennent sur d’autres géographies comme la Coréeou la Chine. Cependant, ce relai de croissance est jugéextrêmement fragile par l’ensemble des entreprisesconcernées d’abord parce que le calendrier de l’ensembledes projets de Rosatom est très incertain et est en train deglisser. «Nous avons eu beaucoup de succèscommerciaux auprès de Rosatom récemment, mais cessuccès représentent surtout des coûts et peu de recettes àce stade.». Ensuite parce les opportunités en Chine seréduisent pour la filière française, alors que cette dernièredispose désormais de ses propres compétences : «Lesappels d’offres sont désormais en Chinois et les autoritéslocales nous refusent le fameux HAF 601 pour desraisons purement politiques».

Des risques de perdre à court terme les compétences surles constructions neuves

58% des responsables interrogés déclarent que, sansdécision sur le renouvellement du parc nucléaire dans lestrois ans, ils commenceront à réduire leurs effectifs. Ilsrappellent par ailleurs qu’il n’existe pas de relai évidentd’activité pour «préserver» les emplois et l’outilindustriel. Seules 56% des entreprises interrogéess’estiment capables de redéployer, de manière temporaireou définitive leurs effectifs sur une autre activité. Engrande majorité, cette autre activité concerne l’industriepétrolière et le naval de défense. «Nous cherchons à nousdiversifier dans le pétrole offshore, avec une relativefongibilité sur nos ressources nucléaire» explique undirigeant. Il faut noter à ce sujet que les énergiesrenouvelables n’apparaissent pas comme un relaicrédible de maintien des compétences et de poursuite de

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l’activité économique : seuls 16% des répondantsenvisagent de redéployer leurs ressources nucléaires dansce secteur.

Figure 5 : Risques sur les effectifs & plan de charge (sourceBCG pour SFEN)

Figure 6 : Possibilités de redéploiement(source BCG pour SFEN)

Au niveau des constructions neuves, les répondantsjugent que les projets en cours (HPC, RJH, ITER,Hanhikivi, Akkuyu et a fortiori FLA3), ne s’inscriventsuffisamment dans le long terme pour leur donner lavisibilité dont ils ont besoin pour gérer leurscompétences. Les autres projets potentiels à l’export(Sizewell B, Jaïtapur, Paks ainsi que le projet d’usine derecyclage en Chine) sont jugés quant à eux tropincertains. «Nous ne comptons pas sur Jaïtapur dansnotre scénario bas» précise par exemple un dirigeant,«Jaïtapur ne fait tout simplement pas partie de notre plande charge» ajoute un autre, «Sizewell est toujours aussihypothétique à moyen terme».C’est naturellement en s’appuyant sur un programmedomestique que la filière peut préparer ses projetsinternationaux. Cependant, à l’heure actuelle, les projetsinternationaux – celui de Taïshan (Chine) et celuid’Hinkley Point (Royaume­Uni) – servent de référence àla filière française et de réservoir de compétences pour unnouveau programme français.

Au­delà du risque de perte des pures compétencestechniques, tous mettent en garde contre le risque de

perte de la culture de sûreté. «Il faut des années pourconstruire une culture sûreté au sein de votre collectif,mais si vous ne la maintenez pas avec de l’activitépérenne et sur laquelle vos effectifs peuvent se projeter,vous pouvez la perdre très rapidement» explique undirigeant. «D’ailleurs, dans les années 90 de nombreusesentreprises ont quitté la filière faute d’activités, et ne sontjamais revenues parce que l’investissement à réaliser esttrop grand» rappelle un autre, tandis qu’un 3e met engarde : «La décision de ne pas faire, ou la non décision defaire risque de créer un effet psychologique dévastateur,voire une débandade industrielle».Plusieurs précisent d’ailleurs que l’activité sur le parc nesuffit pas non plus à maintenir les compétences requisespar les chantiers de nouveau nucléaire : «l’activité en baseinstallée est extrêmement encadrée par EDF, avec deschantiers normés par les règles d’exploitation descentrales et les arrêts de tranches – sur un chantiernouveau nucléaire les problématiques terrain sont trèsdifférentes». «Les connaissances et méthodologiesutilisées sur une construction neuve sont assez différentessur la réalisation de modifications en Base Installée, etpeu comparables aux travaux de maintenance courante».

Enfin, le démantèlement des installations nucléairesexistantes n’est pas perçu comme un potentiel substitut,même partiel, à un programme industriel de typerenouvellement du parc pour maintenir les compétencesde la filière : «Les volumes d’activité, les pas de temps, lesexpertises requises ne sont absolument pas comparables.Et puis on ne motive pas une équipe, on n’attire pas destalents avec du démantèlement» précise un industriel.D’ailleurs 83% des entreprises interrogées s’attendent àréaliser moins de 25% de leur CA sur cette activité dansles 5 prochaines années.Aussi le lancement d’un programme de renouvellementest jugé nécessaire par la totalité des entreprisesinterrogées, et «absolument indispensable à la pérennitéde leur activité économique» par 69% des sondés, sachantque les impacts d’une telle décision mettront plusieursannées pour diffuser dans le tissu industriel, selon lecalendrier industriel.

Figure 7 : Nécessité d'un nouveau programme(source BCG pour SFEN)

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Dossier

Au­delà des compétences sur les constructions neuves,c’est la pérennité de l’ensemble de la filière qui est en jeu.Beaucoup d’industriels rappellent qu’il n’y a pas que lescentrales nucléaires qui génèrent de l’activité, mais aussiles installations du cycle, en amont et en aval, qui ellesaussi sans un certain volume ne pourront garantir leursinvestissements. «Le calendrier de fermeture des tranchespèsera sur l’ensemble du cycle, et donc sur lesprogrammes d’investissements d’ORANO en sus d’EDF»rappelle un dirigeant.

De manière plus indirecte les entretiens confirment lanécessité de donner de la visibilité comme une nécessitéabsolue pour maintenir les compétences spécifiques àl’industrie nucléaire et pour permettre aux industriels dela suplly chain de réaliser les investissements nécessairespour conserver les compétences et être en capacité derépondre à des prochaines commandes de plusieurs EPRpar décennies. «Personne n’investit dans un marchépareil» souligne le dirigeant d’un fournisseur de la filière.

Conséquences de l’absence de visibilité au delà de 5ans

Un manque de personnels formés dans les métierstechniques

«Fabriquer en France je veux bien, mais avec qui ?»exprime à titre d’illustration un industriel, en pointant lapénurie générale actuellement en France sur les métierstechniques, tous secteurs industriels confondus. Lesacteurs de la filière sont par conséquent parfois contraintsde recruter leurs ressources hors de France, même pourdes niveaux élevés de qualification : «Je suis obligé d'allerchercher du monde au Portugal, où il y a une vraieculture de grands projets, ou en Lituanie, pour desmétiers pourtant sans formation préalable» explique unintervenant. «Aujourd’hui le chantier de Flamanville créede l’emploi en Slovaquie, au Portugal et en Roumanie»commente un autre.

Et pourtant tous rappellent que les métiers techniquespeuvent offrir des carrières intéressantes. «Nous avonsun problème en France : on ne valorise pas assez lesformations et les parcours de carrières en filièretechnologique» rappelle un dirigeant, «on parle deréindustrialisation, mais cela doit commencer par laformation des talents de demain sur l’ensemble desmétiers de l’industrie» expose une autre.

Il faut noter qu’ajourd’hui de gros efforts sont faitsactuellement dans les territoires, en partie portés par lafilière nucléaire, en coopération avec d’autres secteurs,afin de former les jeunes aux métiers techniques (voirpour illustration l’encart 2 sur la formation «Actionsoudure Cotentin»).

L’enjeu est différent sur le personnel d’encadrement, cars’il semble que la France forme des ingénieurs et Bac+2/3

de qualité, mais il semble de plus en plus difficile de lesorienter vers la filière nucléaire.

L’enjeu de la capcité à attirer les talents nécessaires

Plusieurs dirigeants font tous le même constat desgrandes difficultés de recrutement. Ils s’accordent à direque, malgré les spécificités du secteur en matières decompétences et donc de besoins de formation, cesdifficultés de recrutement sont pour partie liées, commeon l’a vu, à des facteurs structurels partagés avec lesautres filières industrielles nationales.S’ajoutent cependant les questions sur l’avenir de lafilière nucléaire, liées au manque de visibilité :

• «Les jeunes ont du mal à s’imaginer faire une carrièredans le nucléaire car c’est une industrie qui est perçuecomme sans avenir».• «On n’attire pas les jeunes talents avec une filière endémantèlement».• «Nous avons de plus en plus de turn­over car les jeunesvoient leur avenir bouché».

Figure 8 : Perspectives sur 8 qualifications(source BCG pour SFEN)

Même si, sauf exceptions (essais et mise en service, ainsique soudage et travaux mécaniques en particulier), lesdéparts à la retraite expliquent moins de la moitié desbesoins de recrutement actuels, la filière éprouveaujourd’hui de vraies difficultés à recruter des jeunes demoins de 25 ans, ce qui pose un risque de fragiliser pluslargement la filière dans un horizon de 10­15 ans. Etpourtant, estime un dirigeant d’une entreprise de lafilière : «En province, les grands chantiers de type EPRsont de formidables opportunités d'insertion et deformation».

Face à ce constat, la filière a la conviction que, pourredonner de l'attractivité à la filière nucléaire, auprès desplus jeunes notamment, le lancement et la visibilité sur denouveaux projets de construction sont des facteursdéterminants. En plus de générer de l'emploi dans lesrégions, un programme de renouvellement bien pensédoit permettre de créer les conditions d'attractivité qui

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manquent aujourd’hui : continuité de plusieurs chantiers,et optimisation de l'implantation des prochains projetspar rapport au tissu industriel et aux bassins d'emploiétablis.

Le sujet d’attractivité de la filière est une constante fortede l’ensemble des entretiens réalisés et est très fortementlié au niveau des commandes.

Un tiers des entreprises déclare devoir faire face à desbesoins de recrutement très significatifs. L’ensemble desmétiers est concerné, avec toutefois une surreprésentationdes métiers autour de la gestion de projet et de la sûreténucléaire. Ces prévisions de recrutement s’expliquentnon seulement par la croissance de l’activité, mais aussidans certains domaines par un vieillissement accru despopulations, notamment sur les métiers de type colsbleus, comme le soudage et les travaux mécaniques, ou lecâblage et travaux électrique.

Figure 9 : L'enjeu de la crédibilité sur les marchésinternationaux (source BCG pour SFEN)

Toutes les personnes rencontrées mettent en garde que sila France ne montre pas sa confiance dans sa proprefilière et n’engage pas de programme domestique, lacrédibilité de sa filière à l’étranger en pâtira. «Sansprogramme domestique, nous ne serons bientôt pluscrédibles à l’étranger» exprime un dirigeant, «si Rosatomnous fait confiance c’est parce que nous utilisons nous­mêmes nos technologies pour nos projets. Sans projetdomestique nous n’aurons aucun avantage compétitif».

Aujourd’hui, la filière exporte. D’abord bien sûrlorsqu’elle parvient à vendre ses propres machines, et lesprojets Jaïtapur et Taishan 3&4 pourrait représenter devéritables opportunités pour l’ensemble des acteurs de lafilière. Ensuite parce qu’elle parvient à exporter sessavoirs faire sur d’autres designs, et en particulier sur lesprojets VVER en Europe : de l’ingénierie, au contrôlecommande, en passant par l’ensemble de la ligne d’arbresou certaines vannes de sécurité, Rosatom s’appuie sur lafilière française pour son développement étranger. C’estbeaucoup moins le cas pour les filières chinoise oucoréenne, marchés beaucoup plus difficiles d’accès, maiscertaines entreprises de la filière (ingénierie, sûreténucléaire, vannes) y restent malgré tout reconnues.

Conclusion

La construction de nouveaux réacteurs nucléairesmobilisera des capacités et des savoir­faire quis’inscrivent dans le temps long. Avec l’EPR deFlamanville, la filière nucléaire française retrouve unecapacité à construire. Sans continuité, cette performancereconstruite et remobilisée resterait fragile et promise àune perte de capacités et de compétences qui pourraitêtre rapide dans certains métiers.

L’enquête menée par le BCG montre que les industrielsde la filière nucléaire ont besoin de visibilité pour sepréparer et investir, et qu’il est indispensable de prendrerapidement une décision sur un programme deconstruction et son calendrier, pour qu’ils soient prêts àrelever les défis sans perte de compétences ni reculd’activités. Le gouvernement prévoit de statuer sur unetelle décision en 2021, il ne faut pas rater cette échéance.Ne pas décider à cet horizon reviendrait à assumer deperdre la solution nucléaire pour produire de l’électricitéà la fois bas­carbone et disponible à la demande à long­terme. Ou d’y recourir un jour, mais avec des solutionsmassivement importées de l’étranger.

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Eclairages

Potentiels des améliorations technologiquesde véhicules électrifiés (batterie ethydrogène) : scénarios France à 2040

par Elisabeth Le Net, Françoise Lefebvre­Joud,*Cyprien Ternel, Gondia Sokhna**,

CEA/I­tésé* ­ CEA/LITEN­ IPFEN**

Dans le cadre de la préparation de la Loi d’Orientation pour la Mobilité, l’OPECST­ Office Parlementaire d'Evaluation des Choix Scientifiques et Technologiques ­ asouhaité avoir un éclairage sur la décarbonation du parc automobile français àl’horizon 2040. Pour ce faire, il a lancé une étude prospective, afin d’identifier desscénarios technologiques et leurs conditions de survenance, visant à atteindrel'objectif fixé pour l'échéance du Plan Climat (i.e. arrêt des ventes de véhiculesparticuliers à émissions de gaz à effet de serre). Pour répondre à cette demande,le CEA et l’IFPEN se sont associés et ont réalisé ce travail.

Ce rapport fournit une synthèse des connaissancestechnologiques, en particulier des véhicules et de

leurs composants, une analyse des jeux d’acteurs, desrésultats en termes de flotte pour trois scénarios (médian,pro­batterie, pro­H2) par l’utilisation d’un outil desimulation – TIMES, des évaluations en post­traitementdu coût total de possession, du coût des infrastructures,des recettes de la taxe carbone ou encore du coût desaides à l’achat. Ces dernières évaluations permettent dedonner des ordres de grandeur de l’impact d’unedécarbonation profonde de la mobilité des véhiculesparticuliers sur le budget de l’Etat.

Ce rapport est public1 et constitue un des support à la Loid’Orientation des Mobilités (LOM) en cours dediscussion. Une partie des résultats seulement estprésentée ici.

Périmètre de l’étude

Le périmètre de l’étude intègre les véhicules légers pourles particuliers et les infrastructures de recharge en lienavec les réseaux d’énergie. Ne sont donc traités qu’unmode de transport et un utilisateur spécifique, qui nerecouvrent qu’une partie des différentes composantes dela mobilité du futur.

La clef d’entrée est une vision des potentielstechnologiques des véhicules légers pour les particuliers àl’horizon 2040. Il s’agit donc d’une entrée en termes devéhicules selon leur motorisation, les besoins de mobilitéétant considérés comme quasi­constants, dans unenvironnement de hausse des prix des énergies fossiles etd’une fiscalité via une taxe carbone atteignant140 €/tCO2 en 2040, et des aides à l’achat pour lesmotorisations alternatives.

On peut mentionner deux limites à l’exercice : certainesmotorisations ne sont pas modélisées dans les scénarios(GNV par exemple) ; les synergies de déploiements avecd’autres modalités de transport ne sont pas prises encompte.

Etat des lieux et focus sur les feuilles de routestechnologiques

Se défaire de la dépendance au pétrole

Historiquement, il y a un lien étroit entre le transport et lepétrole (93 % de l’énergie utilisée provient de produitspétroliers). C’est ce lien qui est remis en question dans latransition énergétique puisque, au niveau mondial, lesecteur du transport s’affiche comme le deuxièmecontributeur aux émissions anthropiques de Gaz à Effetde Serre, après celui de la production d’électricité. Desefforts ont toutefois été déployés pour réduire ladépendance du secteur du transport au pétrole enproposant des solutions énergétiques alternativesinnovantes. Pour un constructeur commercialisant desvéhicules légers en Europe, la réglementation en vigueurimpose un plafond d’émission de CO2 sur l’ensemble desa flotte, fixé à 130 gCO2/km, avec à la clef des pénalitéssi le constructeur ne respecte pas ce quota. Ce plafondpassera à 95 g/km pour la totalité de la production d’unconstructeur à partir de 2021.

Dans ce contexte réglementaire sévère, l’améliorationseule du rendement des moteurs thermiques ne sera passuffisante et incite fortement les constructeurs à avoirrecours à d’autres solutions dont l’électrification, qu’ellepasse par des solutions batteries ou des solutions utilisantl’hydrogène électrolytique, la condition étant d’avoir uneélectricité à faible empreinte carbone.

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Eclairages

De nouvelles technologies et des infrastructures associées

A l’international, l'électrification (l’hydrogène étantsouvent incorporé dans cet ensemble) est l'une dessolutions les plus fréquemment évoquées dans les quatremodes de transport avec un déploiement différenciéselon les marchés. A court terme, le routier (comme leferroviaire) est présenté comme prometteur.

Les prévisions de l'OCDE/AIE2 suggèrent que le parcautomobile des EV3 dans le monde pourrait se situerentre 9 et 20 millions d'ici 2020 et entre 40 et 70 millionsd'ici 2025. Le principal levier de pénétration sur le marchéserait la réduction du coût des batteries avant 2030,associé au déploiement d’un réseau d’infrastructures debornes de recharge suffisamment dense. Les véhiculesélectriques à pile à combustible (FCEV4), devraient tendrevers 2 % de la flotte suivant le scénario 2°C selon l’AIE,chiffre bien en deçà des ambitions initiales (10 % de l'offrede véhicules d'ici à 2030 selon l'AIE en 2010).

Les politiques publiques soutiennent le développementdes EV par des aides directes à l’achat du véhicule et parun financement des bornes de recharge privées oupubliques. L’AIE anticipe un retrait de cet engagementpublic au fur et à mesure du déploiement de cesvéhicules. Outre les aides directes, l’appui des autoritéspeut également passer par le niveau de tarification del’électricité.

Pour la France, les travaux de I4CE5, montrent que lesefforts pour suivre les trajectoires de réductions prévuespar la «Stratégie Nationale Bas Carbone» et laProgrammation Pluriannuelle de l’Energie, portent plussur les voitures que sur les infrastructures, d’où le focussur les motorisations qui a été donné à la présente étude.

Le prix relatif comme facteur de choix ?

Il existe beaucoup d’études comparatives, notamment surle coût total de possession6 d’un EV, dans le cadreacadémique, institutionnel ou grand public, qui donnentdes ordres de grandeurs sur l’horizon de compétitivitédes différentes technologies avec ou sans incitationsfiscales.

L’étude E4T (étude IFPEN en collaboration avecl’ADEME) a montré que les véhicules électriques peuventêtre dès maintenant plus économiques que les véhiculesutilisant un carburant fossile lorsqu’on raisonne en coûttotal de possession, malgré un coût d’achat plus élevé.Ceci est possible en intégrant un bonus de l’ordre de6000 € à l’achat et en prenant en compte les faiblesdépenses liées à la consommation électrique du véhicule.L’AIE montre également une convergence des coûts desEV et des ICE7 du fait de la baisse attendue des coûts desbatteries.

Les potentiels R&D des composants des véhiculesélectrifiés

Les batteries

Le développement des véhicules décarbonés repose engrande partie sur le déploiement de solutions de batteriesdurables (impact CO2, matériaux critiques) etéconomiquement compétitives et donc sur des efforts deR&D. Les lieux de production sont également importantspour consolider l’industrie automobile et conforterl’impact en emplois de la transition énergétique. De façongénérale, une utilisation raisonnée des batteries impliqueun dimensionnement limité (pour réduire l’impact de lafabrication), et/ou un usage intensif pour optimiser leservice rendu (autour d’un cycle par jour), les pertes àl’usage étant supposées faibles. Parmi les matériauxutilisés dans la fabrication des batteries, quelques­unssont critiques. Il s’agit notamment des métaux utiliséspour l’électrode positive (cobalt, nickel, lithium), maiségalement du cuivre qui joue le rôle de collecteur decourant et du graphite naturel qui sert d’électrodenégative.

Les performances actuelles des batteries Li­ion sont déjàglobalement satisfaisantes pour l’usage d’un véhiculeélectrique sur de courtes distances. Quelques points sontcependant clairement limitants :

­ La densité d’énergie (~260 Wh/kg au niveau descellules, 130 Wh/kg à l’échelle du pack à comparer à~15000 Wh/kg pour un réservoir d’essence) limitel’autonomie, ou bien à l’opposé conduit à des batteriestrès lourdes et très chères (600 kg et 15000 € pour lesystème de batteries de Tesla). A l’échelle cellule, il estpeu probable que la densité d’énergie dépasse beaucoupla limite théorique des systèmes actuels Li­ion de300 Wh/kg à moins d’une rupture technologique. Ainsi,il est important de travailler sur des chimiespotentiellement en rupture (tout solide, lithium­métal,lithium­soufre, …) et de développer des cellules offrantune plus grande tolérance aux températures extrêmesafin d’augmenter la densité d’énergie du pack. Cet axe detravail, qui peut permettre d’espérer un gain d’un facteur2 sur la densité d’énergie, devra être abordé à la fois viales matériaux actifs, l’électrolyte (conducteurs à froidmais tolérant la chaleur) et l’architecture du pack. Enoutre, si l’on recherche le même usage pour un véhicule àbatterie que pour un véhicule thermique, on s’attend àpouvoir faire un trajet de 800 km sur la journée, ce quiimpose une recharge rapide. Celle­ci induit cependantdes cinétiques chimiques agressives qui mettent la celluleà rude épreuve en favorisant la production de dendritesde lithium, associées à une perte de capacité et à terme àun risque de court­circuit interne. Des solutions existent(par exemple des anodes à haut potentiel), mais restentaujourd’hui antinomiques avec la recherche d’une hautedensité d’énergie. De plus, la recharge rapide ne pose passeulement un problème aux batteries, mais aussi auréseau de distribution : une borne de 120 kW demande

11Printemps 2019 ­ Numéro 36 ­ La lettre de l'I­tésé

Eclairages

une puissance équivalente à 20 logements (2 petitsimmeubles).

­ Les batteries sont également limitées en termes depuissance et de durée de vie. Les véhicules électriques àforte autonomie contournent cette problématique : plusl’énergie embarquée est élevée (au prix d’une masse etd’un coût accrus), moins la puissance demandée à chaquecellule est grande, et moins la batterie fait de cycles aucours de sa vie. Dans une optique plus sobre avec desbatteries de taille réduite et/ou fortement utilisées (parexemple en PHEV8, ou en véhicule partagé), ce sont doncles propriétés de puissance et de durée de vie qui doiventêtre optimisées. De ce point de vue, et contrairement à ladensité d’énergie, il n’y a pas de raison théorique quiinterdise d’espérer gagner un facteur 10 ou plus sur cesparamètres. Ces améliorations pourraient êtrerecherchées par exemple via la structuration 3D desélectrodes ou de l’ensemble du cœur électrochimiquepour optimiser le trajet des ions, ou par des électrolytesinnovants pour optimiser la conductivité.

­ La minimisation de l’impact environnemental desbatteries incite à la recherche de matériaux desubstitution, prioritairement au cobalt, mais aussi aunickel et au lithium. De plus, pour rentrer ces matériauxdans une logique d’économie circulaire, il convient dedévelopper des filières industrielles de recyclage et, pouren accroitre l’efficacité, de promouvoir la standardisationdes modules. De plus, la consommation d’énergie lors dela synthèse et de la fabrication des cellules doit êtreminimisée, ce qui pousse la recherche vers les synthèses àbasse température et vers les procédés de fabricationd’électrode sans solvants organiques.

Les piles à combustible

Il existe une grande variété de piles à combustible. Lesplus développées et utilisées sont les piles PEMFC9,SOFC10 et MCFC11. La première est la pile de référencepour les applications liées à la mobilité, les deux autresétant plus dédiées aux applications stationnaires. Lespiles PEMFC sont sûrement la technologie hydrogène surlaquelle le plus de développements R&D ont été réalisésau cours des 20 dernières années. Le système pile estl’élément de puissance qui alimente le moteur ; il doitdonc être en mesure de délivrer de 50 à plus de 100 kW.Une production massive (au moins 100 000 unités par an)devrait permettre de réduire son coût à 40 €/kW, voire30 €/kW, pour environ 250 €/kW aujourd’hui (petitesproductions). Les récents progrès sur le stack12 et lescomposants du «système» sont dus à la fois à la R&D etaux méthodes de fabrication. Ils portent essentiellementsur la densité de puissance, la tolérance à différentesconditions de fonctionnement et la réduction de laquantité de platine, mais encore peu sur le rendement dusystème pile qui restera proche de 50 %. Par ailleurs, cettetechnologie utilise du platine comme catalyseur, matériaucritique qui n’est produit en quantités significatives que

dans quelques pays tels l’Afrique du Sud et la Russie. Laquestion des réserves et des ressources est centrale, plusmême que le prix. Le taux minimal de Pt est aujourd’huide 0,2 à 0,3 g/kW et si aucun autre catalyseur n’est utiliséà l’avenir, il faudra atteindre un taux de recyclage prochede 100 %. D’autres marges de progrès subsistentégalement sur les aspects technologiques et de gestion dusystème dans sa globalité.

Les réservoirs H2

L’autonomie d’un FCEV est conditionnée par le réservoir.Le stockage sous forme liquide (cryogénique) présenteune très bonne compacité, mais est soumis au phénomènede boil­off, ou évaporation du gaz (fuites parréchauffement) et le coût énergétique de la liquéfactionreprésente le tiers de l'énergie contenue dans la molécule.Concernant le stockage gazeux, les contraintesaujourd’hui retenues pour un véhicule (en moyenne 1 kgd’hydrogène pour 100 km, autonomie minimale requise500 km) ont conduit à choisir deux pressionsstandardisées : 350 bar et 700 bar. Le coût actuel est del'ordre de 600 €/kgH2, qui devrait baisser à 320 €/kgH2pour atteindre les objectifs commerciaux pour le marchéde masse de la mobilité. Les réservoirs haute pressionutilisent des composites à base de fibre de carbone. Cescomposites sont très énergivores lors de leur fabrication,ce qui implique des émissions de CO2 non négligeables :de l’ordre de 400 kg de CO2 pour chaque kg de H2stockable13. Pour la mobilité, on ne retient pas aujourd’huile stockage sous forme d’hydrures métalliques, qui al’avantage de densités volumiques élevées (100 kg/m3)sans mise sous pression, mais a l’inconvénient d’êtrelourd et cinétiquement peu performant (charge /décharge).

Les futurs progrès sur les réservoirs H2 pour en réduireles coûts résident dans une réduction significative de laquantité de fibres de carbone nécessaire à la fabricationd’un réservoir. Les pistes sont ainsi :

­ Au niveau des matériaux, de trouver un substitut à lafibre de carbone (cependant il est difficile de trouver unmatériau équivalent moins cher) ;­ Au niveau géométrique, d’assurer la conformabilité desréservoirs pour éviter deux ou trois réservoirscylindriques (cependant, il y a des limitations dues auxcontraintes mécaniques subies par un réservoir de formecomplexe) ;­ Au niveau réglementaire, de réduire le coefficient desécurité en rupture sous pression : les réservoirs actuelssont dimensionnés pour satisfaire un coefficient desécurité de 2,5 défini pour des réservoirs métalliques, cequi impacte directement la quantité de fibres de carbonenécessaire. Les réservoirs de type IV à liner polymère ontun meilleur comportement mécanique permettant deréduire ce coefficient de sécurité sous réserve d’uneévolution à venir de la réglementation.

Printemps 2019 ­ Numéro 36 ­ La lettre de l'I­tésé 12La lettre de l'I­tésé ­ Numéro 36 ­ Printemps 201912

Eclairages

Technologies étudiées dans les scénarios

Les composants

Pour les batteries, seules les technologies Lithium­ionsont scénarisées, avec des hypothèses d’améliorationforte.Pour l’hydrogène que l’on considère produit parélectrolyse, la décomposition n’est pas faite par catégoried’électrolyseur (alcalin, PEM, EHT), mais en considérantun électrolyseur générique. Cependant celui­ci n’a pas lemême contenu technologique qu’on se place dans lescénario médian (ou pro­batterie) ou dans le scénario pro­H2, ce dernier intégrant une forte progression destechnologies actuellement moins matures (EHT enparticulier).Un seul système pile à combustible est pris en compte (lesystème PEMFC).

Les véhicules

La modélisation véhicule est fondée sur la décompositionde la flotte en trois catégories de véhicules légers : urbain(segment A), cœur de gamme (segment C) et grandeberline/SUV (segment D).Chaque véhicule a été modélisé suivant une approcheclassique, prenant en compte sa masse «à vide» (sanspassager ni chargement), la masse additionnelleembarquée (moyennée suivant l’usage), descaractéristiques aérodynamiques (surface frontale etcoefficient de pénétration dans l’air) et les frottements despneumatiques.

Une évolution de ces différents paramètres a étéintroduite entre aujourd’hui et 2040. Ainsi, des évolutionsmodérées de la masse à vide des véhicules (moins de 5 %)et des caractéristiques aérodynamiques (réduction du Cxde 10 %) ont été considérées.

Ce qui est modélisé (note HEV = Hybrid Electric Vehicle)

La durée de possession des véhicules a été fixée à 15 ans,pour une utilisation de 12 000 km/an pour les véhiculescitadins, 15 000 km/an pour les véhicules de segment C,et enfin 18 000 km/an pour les grands véhicules. On neconsidère qu’une seule batterie ou pile à combustible parvéhicule sur la durée de vie proposée.

Pour les ICE, l’amélioration des moteurs passe par cellede leur rendement, c'est­à­dire le rapport entre l'énergiechimique stockée dans le carburant qui est injecté dans lemoteur et l'énergie mécanique transmise aux roues. Lalimite théorique du cycle du moteur à combustion interneest d'environ 60 %. On en est encore loin aujourd'huiavec, pour les véhicules légers, des rendements entre 42et 43 % pour un moteur diesel et de 37­38 % maximumpour un moteur à essence. Les progrès actuels devraientpermettre d’envisager un rendement moteur essence de45 % en 2025 (similaire au moteur diesel) pour desapplications dédiées (faible puissance spécifique), soit ungain de 2 % par an.

Modélisation des scénarios

L'outil de modélisation utilisé dans cette étude est lemodèle TIMES. Il s'agit d'un générateur de modèled'optimisation de type bottom­up permettant deminimiser, par programmation linéaire, le coût dusystème énergétique global actualisé soumis à unensemble de contraintes sur l’horizon considéré. La figuresuivante représente ce qui a été modélisé au niveau desvéhicules, mais aussi au niveau des composants et pourle système énergétique lui­même : incorporation debiocarburants en conformité avec les directiveseuropéennes, mix électrique selon le profil dedéploiement des énergies renouvelables d’un desscénarios de RTE14, production d’hydrogène permettantde répondre en production décentralisée (productiondédiée mobilité) ou en production centralisée (productionportée par d’autres marchés comme celui de l’industriechimique) aux besoins de la flotte hydrogène.

Ne sont modélisés que les véhicules à usageprivé, les véhicules particuliers et lesvéhicules d’entreprise, c’est­à­dire lesvéhicules achetés par des sociétés (pour lesvéhicules de fonction) et des loueurs«longues durées». Ne sont donc pasmodélisés les véhicules commerciaux.

Pour alimenter le modèle, des règles decohérence ont été établies sur les coûts desvéhicules, les consommations et les usages(répartition urbain/non­urbain).Les données d’entrée du modèle sont enparticulier : les prix des véhicules, les primesà l’achat (EV, PHEV mais aussi FCEV), lataxe carbone, le prix des carburants fossiles,la TICPE.

13Printemps 2019 ­ Numéro 36 ­ La lettre de l'I­tésé

Eclairages

Prix d’achat hors aide pour le segment C (euros/véhicule)

Aides à l’achat en euros/véhicule

Prix du carburant fossile (euros/litre)

Les principaux éléments discriminants entre les scénariossont :

­ Les avancées sur les motorisations : il s’agitprincipalement d’une amélioration des rendements(énergie et matériaux rares) et donc d’une baisse de CO2associé, et d’une amélioration des durées de vie descomposants qui se traduit par une baisse des coûtsd’utilisation et du prix à l’achat.­ Les modalités de production et d’approvisionnement del’hydrogène : endogène dans les scénarios médian et pro­batterie (on arrive à 5€/kg en fin de période) et exogène

dans le scénario pro­H2 sur la base des évaluations RTE etdu Plan National Hydrogène de 2018 permettantd’atteindre 3€/kg en 2040.

Ainsi, le scénario médian représente le cas où les progrèsportant sur les batteries et les piles à combustible sontmajeurs, tout en restant raisonnables. Ces progrès sontd’ordre technique (baisse du volume et du poids desbatteries, amélioration des rendements des moteursélectriques ou de la pile à combustible, …) et d’ordreéconomique (baisse des coûts des véhicules).Les progrès techniques sur les batteries sont encoreaugmentés dans le scénario pro­batterie.

De façon similaire, dans le scénario pro­H2, toutes leshypothèses relatives à l’hydrogène ont été construitesdans une optique volontariste de développement de cettefilière (tous marchés confondus). Ce scénario permet devoir jusqu’à quel niveau de prix (de l’hydrogène oud’achat du véhicule), il faudrait descendre pour voir latechnologie FCEV émerger de façon conséquente.

Résultats des scénarios

Structure de la flotte

Seuls les scénarios «médian et pro­H2» sont présentés ici,le scénario pro­batterie ayant comme principalecaractéristique d’avancer de 5 ans les résultats obtenusdans le scénario médian.

La flotte dans le scénario «médian»

• A court­terme les HEV (hybrides non rechargeables)émergent du fait du faible surcoût à l’achat et du gain enconsommation immédiat.• A partir de 2025/2030, les BEV (véhicules électriques àbatterie) et PHEV (selon la taille du véhicule) intègrentde façon importante le parc français. Leur part passe ainside 12 % en 2025 à 78 % en 2040.• En 2040, les véhicules électriques à batterie (BEV)représentent 59 % du parc, contre 19 % pour les PHEV et22 % pour les hybrides non rechargeables (HEV). Le parcne comporte donc plus aucun véhicule thermique nonhybride à la vente à ce même horizon.

La flotte dans le scénario «pro­H2»

• Le déploiement des véhicules hydrogène est possibledès 2030.• Il est conditionné par le prix de H2 (3 €/kg vs 5 €/kgdans le scénario médian) et par le prix du véhicule àl’achat (27 k€ vs 33 k€).• Ces faibles prix de l’hydrogène à la station sontconditionnés par une production massive et bas coût del’hydrogène : prix de l’électricité très bas (en cohérenceavec les hypothèses du scénario AMPERE de RTE, àsavoir un prix moyen de l’électricité de 40 €/MWh), etavec un positionnement fin du fonctionnement desélectrolyseurs dans le temps.

Printemps 2019 ­ Numéro 36 ­ La lettre de l'I­tésé 14La lettre de l'I­tésé ­ Numéro 36 ­ Printemps 201914

Eclairages

• Dans ce scénario, les véhicules électriques à hydrogènereprésentent 37 % du parc en 2040, contre 14 % pour lesvéhicules électriques à batterie et 31 % pour les PHEV.

Coût total de possession (TCO) et émissions

Outre le déploiement des flottes calculé par TIMES, lecoût total de possession et les émissions de CO2 ont étéévalués afin de comparer les filières et d’avoir uneestimation du coût du CO2 évité. Ce travail indique qu’encoût TCO, les véhicules électriques sont déjà compétitifs,ce qui n’est pas le cas en coût d’achat. Il permet aussi devoir que les véhicules à batterie sont à la fois vertueux etéconomiques, suivis par les PHEV. Ces dernierspermettent, de plus, de gérer l’ensemble de la demandede mobilité (trajets longs inclus), ce qui peut expliquerleur niveau de pénétration dans les résultats. Lesvéhicules à pile à combustible, initialement très chers,voient une forte réduction de leur prix ainsi que de leursémissions de CO2. Cette dernière découle directement dela baisse du contenu CO2 de l’électricité. Il y a doncconvergence des TCO pour les nouvelles motorisations,les ICE malgré les améliorations envisagées (moindreconsommation au kilomètre par exemple) se positionnanttrès au­dessus.

Comparaison des véhicules selon leurs émissions CO2(carburant et fabrication hors carcasse) et leur TCO (hors aides

et actualisation)

Il est également possible d’examiner la sensibilité dubilan carbone des véhicules électriques et H2 en fonctiondu contenu CO2 de l’électricité consommée. Le cas de laFrance est particulièrement favorable à l’électrificationdes véhicules. Le gain en CO2, en comptant la fabricationet le roulage, peut être de l’ordre d’un facteur 3. Avec unmix électrique plus carboné, les véhicules à pile àcombustible seraient fortement pénalisés par leurconsommation d’électricité supérieure (3 fois plus que lesvéhicules à batterie).

Coût de la transition

La transition vers la décarbonation a des avantagesmajeurs (émissions de CO2, balance commerciale en

produits pétroliers) mais aussi un coût. Etant donné lesfortes incertitudes sur les coûts unitaires et leursévolutions (effet d’échelle, apprentissage, …), surl’articulation flotte­infrastructures, les chiffres suivants nedoivent être vus que comme des ordres de grandeurs.En cumulé sur 2020­2040 :

• La taxe carbone représente de 80 à 95 Mds€, ce qui estloin de compenser les pertes de recettes fiscales sur lescarburants pour l’Etat (disparition de l’assiette des taxes).• Les aides à l’achat des véhicules pour l’Etatreprésentent de 90 à 145 Mds€, la fourchette haute étantliée aux fortes aides pour les FCEV sur toute la périodedans le scénario pro­H2.• Si on ajoute les infrastructures nécessaires pouralimenter les véhicules à batterie, en fonction du profil debaisse de coût des points de recharge et du taux decouverture choisi (Directive Européenne et avis desprofessionnels), les fourchettes sont larges : de 30 à 100Mds€.• Pour la mobilité hydrogène (~ 40 % du parc dans lescénario pro­H2), les infrastructures de rechargereprésentent 15 Mds€, auxquels s’ajoutent 2 à 3,5 Mds€pour la production dédiée d’hydrogène en décentralisé(les infrastructures pour la production centralisée quialimentent les autres marchés ne sont pas incluses).

Conclusion

Par les améliorations technologiques sur lesmotorisations et dans le cadre d’un mix électrique voyantune pénétration des énergies renouvelables, unchangement de parc automobile français dynamique etimpliquant des mesures fortes de la part des pouvoirspublics permettrait de réduire les émissions de CO2 de~75 % en 2040 (­ 50 Mt/an par rapport à 2017) etd’améliorer la balance commerciale de 60 à 80 Mds€/an(soit de l’ordre de 30 à 40 Mds€/an au cours actuel). Cecisans prendre en compte les effets potentiels surl’industrie automobile (compétitivité, avance techno­logique, exports).

A l’horizon 2040, le déploiement des véhicules électrifiésà faible empreinte carbone est ainsi réaliste, dès lors queles politiques publiques et les acteurs sont fortementmobilisés. Un des facteurs qui a été étudié avec attentiondans ce travail est de ne pas grever en moyenne lesbudgets des automobilistes. Ce choix engendre des coûtspublics importants, mais il est favorisé par des baissespotentielles très significatives des coûts des véhicules«bas carbone» et la convergence de ces coûts avec ceuxdes véhicules carbonés avant la fin de la période. Cettetransition commence par le HEV et se poursuit avec lesBEV/PHEV et FCEV suivant les scénarios envisagés.Tous les véhicules électriques étudiés sont sensiblementdans la même zone de compétitivité (TCO comparables).

Cependant, cette transformation a un coût de plusieursdizaines de milliards d’euros, voire plus de la centaine.

14 15Printemps 2019 ­ Numéro 36 ­ La lettre de l'I­tésé

Eclairages

Au vu des enjeux, ces coûts ne sont pas inabordables,mais ils vont poser de sérieux problèmes d’équilibre descomptes publics (lesquels ne sont pas dans une situationfacile…). Le profil des pertes attendues sur le revenu destaxes est relativement accommodant d’ici 2030. Toutefois,il impératif de réfléchir rapidement aux dispositifs àmettre en place d’ici là, tant les évolutions fiscales sontdes exercices difficiles. De surcroit, comme nousl’explicitons plus haut, la répartition de la charge entre lesacteurs est une vraie question, et ce d’autant plus quel’assiette des taxes, notamment pour maintenir le réseauroutier, se réduit. Alors qu’il faudra de nouvellesinfrastructures pour permettre un confort acceptabled’utilisation des EV. La bonne nouvelle de cet exercice estl’amélioration induite de la balance commerciale chiffréeci­dessus. Cet agrégat n’est pas de même nature que ledéficit public, mais son amélioration bénéficiera à lasituation économique (par exemple sur les taux d’intérêt).

L’objectif du Plan Climat est atteint ici en ce qui concerneles véhicules 100 % thermiques, la transition demandantdes changements progressifs avec les véhicules hybrides.Mais la place des biocarburants doit aussi êtrereconsidérée, car ils pourront jouer un rôle majeur dans latrajectoire de réduction des émissions. Nos résultatspoussent à ne pas les exclure du mix des transports visésen milieu de siècle.

L’atteinte des objectifs de décarbonation du parc devéhicules particuliers à l’horizon 2040 va mobiliser lesacteurs industriels sur toute la chaine de la valeur auniveau national et européen. Les acteurs français sontbien placés au niveau industriel, mais également enmatière de R&D sur l’ensemble des segments concernés.L’atteinte de ces objectifs nécessitera d’augmenter l’effortde R&D, tant sur les technologies elle­même que sur leurintégration, leur digitalisation et leur expérimentation.

Cette étude fournit un éclairage sur le potentiel dedécarbonation de la flotte de voitures particulières par lesaméliorations technologiques des batteries et piles àcombustible, dans un environnement favorable(incitations d’aides à l’achat, prix de l’électricité, R&D, …)à 2040. Elle présente des résultats que nous pensonsrobustes dans les grandes lignes. Mais, elle mériterait denombreux approfondissements, en premier lieu desétudes de sensibilité. Manquent également destechnologies, notamment les technologies de range­extender ou de recharge dynamique, qui peuvent avoirleur place dans le changement de flotte pour limiter lescraintes sur l’autonomie réelle des EV. De plus, penser laflotte de véhicules particuliers seule est très limitatif car ily a et aura des interdépendances, dans le déploiementavec les transports collectifs, les transports demarchandises, les véhicules professionnels, les petitsutilitaires, … Il est également important d’approfondir lesliens entre la mobilité et le système électrique qui sera trèssollicité dans la transition. Les comportements demobilité (vers des modes doux, vers l’autopartage, …)n’ont pas été pris en compte, tout comme les nouveaux

modèles économiques d’achat/d’usage des véhicules. Oron sait que ces dimensions souvent sous­estimées fontque les objectifs ne peuvent être atteints.

Equipe projetChefs de projet : Elisabeth Le Net (CEA I­tésé) et CyprienTernel (IFPEN)Autres auteurs : Jean­Guy Devezeaux de Lavergne (CEAI­tésé), François Kalaydjian (IFPEN), Elvire Leblanc (CEAI­tésé), Alain Le Duigou (CEA I­tésé), Florence Lefebvre­Joud (CEA LITEN), Brigitte Martin (IFPEN), FabienPerdu (CEA LITEN), Thierry Priem (CEA LITEN),Gondia Seck (IFPEN)

1 Annexe du rapport : http://www2.assemblee­nationale.fr/content/download/78251/801167/version/3/file/RAPPORT+CAP+2040.pdf2 Agence Internationale de l’Energie3 Electric Vehicle4 Fuel Cell Electric Vehicle5 Institute for Climate Economics6 Ou TCO pour Total Cost of Ownership7 Internal Combustion Engine8 Plug­in Hybrid Electric Vehicle9 Proton Exchange Membrane Fuel Cell10 Solid oxide Fuel Cell11 Molten Carbonate Fuel Cell12 Ou module : assemblage de plusieurs cellules13 35 kgCO2/kgfibre, et une bouteille pour stocker 5,6 kgH2 utilise 65kgfibres14 Le scénario électrique «Ampère» produit par RTE établi en 2017 pouralimenter l’exercice de la PPE s’étend jusqu’à 2035. Il a été extrapolé àl’horizon 2040.15 La production décentralisée représente 1/3 des besoins de la flotte FCEV.

16 La lettre de l'I­tésé ­ Numéro 36 ­ Printemps 2019

Eclairages

Le projet de Programmation Pluriannuellede l'Energie (PPE) et la place de la recherche

par Elvire Leblanc, Anne Tribout­Maurizi,Elisabeth Le Net, Jean­Guy Devezeaux de Lavergne,

CEA/I­tésé ­ Université Paris­Saclay

La version projet de la PPE, qui vient de paraître pour entrer dans un cycle deconsultations, confère une place d’importance à la recherche : un chapitrespécifique lui est dédié, concluant de façon qualitative sur un renforcement dusoutien à la R&D et l’innovation. L’effort de recherche est considéré sur la périodede la PPE (jusqu’à 2028). Il porte donc bien au­delà des seules technologies quiseront mises en œuvre dans les 10 années à venir, puisque la recherche de ladécennie qui vient débouchera en partie à des horizons plus lointains. Cetteapproche suit les conseils de l’alliance ANCRE, plusieurs fois citée, qui prônaitune telle analyse.

Le document précise que «legouvernement ne parie pas sur un

développement massif des technologies non existantes aujourd’hui pour atteindre laneutralité carbone en 2050». Uneapproche prudente est donc suivieavec une recherche basée sur desaméliorations technologiques incré­mentales.Cependant, «le progrès technologique va

jouer un rôle et il est important de le stimuler, mais le systèmeactuel doit s’orienter vers des actions ambitieuses sansattendre». Il est également rappelé que la France participeà l’initiative Mission Innovation, lancée lors de la COP21en novembre 2015, avec trois objectifs :

• doubler les financements publics de R&D dans lesénergies décarbonées entre 2015 et 2021 ;• renforcer la coopération entre pays membres sur cesactions de R&D (en particulier renforcer la coopérationbilatérale franco­allemande) ;• mobiliser les investisseurs privés pour amener lesnouvelles solutions sur le marché.

Le projet de PPE reprend à son compte larecommandation de la SNRE de renforcer les approchestechnologiques par une expertise pluridisciplinaire,intégrant en particulier la révolution numérique et lesenjeux socio­économiques. Les besoins en recherche etinnovation identifiés couvrent, bien sûr, les secteursénergétiques (décarbonation de l'énergie, efficacitéénergétique, stockage de l’énergie, gestion intelligente desréseaux de transport et de distribution, capture, stockageet réutilisation du carbone) pour lesquels le texte précisel’intérêt d’expérimentations, en particulier dans lesterritoires. Mais les secteurs non énergétiques sont

également abordés : amélioration des procédés visantl’efficacité «carbone» et environnementale, optimisation,recyclage et réutilisation des ressources, ainsi que lesinnovations sociales (évolution des comportements), etorganisationnelles (politiques publiques…).

Une place importante est dédiée à la mobilité (transportfluvial, maritime et aérien). Le rapport pointe la nécessitéd’analyser et de comprendre la demande en mobilité,ainsi que les évolutions de choix modaux. Il mentionneégalement le rôle des biocarburants, en particulier pourl’aviation, qui a peu d’alternatives à moyen­terme. Lesinfrastructures pour le transport terrestre (infrastructuresélectriques et hydrogène) sont particulièrement détaillées,présupposant que le changement de flotte est engagé. LaPPE souligne l’importance de la réglementation enparticulier pour permettre la circulation sur la voiepublique des véhicules hautement automatisés d’ici 2020à 2022, ainsi que la navigation d’engins flottants etnavires autonomes.

Le texte détaille les enjeux environnementaux associés àchaque technologie et montre le besoin de disposer deméthodes d’évaluations en terme d’impacts (Analyses deCycle de Vie mais aussi économie de matériaux critiqueset besoin de recyclage des matières notamment sur lesbatteries et l’éolien). Bien que cela ne soit pas explicite,tout un champ de R&D est concerné en appui à cesbesoins.

Le projet de PPE détaille les orientations de la filièrenucléaire, préfigurant celles actées dans le contratstratégique signé le 28 janvier 2019. Le document,largement consacré au cycle, met en avant les enjeux liésà la gestion des déchets (cohérence avec les orientationsde la PPE, impact d’un nouveau parc, gestion des déchets

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de très faible activité (TFA) avec une ouverture sur lavalorisation) et le besoin d’une filière du démantèlement.De façon beaucoup plus précise que dans le Dossier dePresse de novembre 2018, il se prononce sur lapréservation de la stratégie de traitement­recyclage :

• A court terme, recyclage du plutonium via le moxaged’un «nombre suffisant» de réacteurs 1300 MW (1ère

recharge dès 2028) ;

• A horizon 2040, déploiement industriel du multi­recyclage en réacteurs à eau dans un objectif de stabiliserles stocks de plutonium et de combustible usé. Le projetde PPE demande l’établissement d’un plan dedéveloppement complet et détaillé, avec comme objectifun test en réacteur en 2025­2028 ;

•Maintien des compétences en matière de réacteurs àneutrons rapides et le cycle associé, dans une perspectivede déploiement éventuel sur la seconde moitié du siècle(programme de R&D couplant simulation et expériencesà définir pour mi­2019, mais aussi stratégie àl’international).

En ce qui concerne les réacteurs, le document prévoit desactions de développement des SMR (Small andMedium Reactors), sous réserve des résultats des étudesde marché en cours auxquelles participe I­tésé.

Au­delà de l’arrêt des réacteurs actuels (calendrierinchangé par rapport à la vision de fin novembre), lesperspectives post­2035 sur le mix électrique restentouvertes, l’option «nouveau nucléaire» étant à évaluerpour mi­2021. Les coûts du nucléaire sont détaillés defaçon pédagogique, répondant ainsi aux nombreusesquestions posées lors du débat public, et poursuivantl’effort porté par la SFEN. Dans son avis émis le 20 févriersur l’article 1er du projet de loi relatif à l’énergie1, le CESE(Conseil économique, social et environnemental) indiqueque la question du délai supplémentaire «ne règle en rienla question de l’avenir de cette filière et de sa place future dansle mix énergétique français». Or le secteur énergétique doit«préparer l’avenir» car c’est un domaine qui implique «desinvestissements matériels et immatériels très lourds». Lapréconisation n°9 du CESE est qu’il faut «trancher ce débatau cours de la législature actuelle». Cet avis va dans le sensd’un besoin d’anticipation et de visibilité sur l’avenir dela filière, qui passe par des actions de R&D moyen/longterme.

Concernant le photovoltaïque, le rapport cite les prix desprécédents appels d’offres (de l’ordre de 85 €/MWh surtoitures et 55 €/MWh au sol). Il est précisé : «unepoursuite de la baisse du coût des installations estattendue, sur un rythme qui dépendra (entre autres) desprogrès technologiques (amélioration des rendements) etdes gains de productivité». «En 2028, le coût du PV surtoiture pourrait être de l’ordre de 60 €/MWh et de l’ordre de40 €/MWh pour le PV au sol».

L’autoconsommation est encouragée, tout en restant trèsencadrée. Le caractère interdisciplinaire de la R&D(révolution numérique) doit permettre de mieux associerles consommateurs et d’accompagner la décentralisationdes systèmes.

Concernant la sécurité d’approvisionnement, ledocument précise que les niveaux d’énergiephotovoltaïque (35,6 à 44,5GW) et éolienne (34,1 à35,6 GW) programmés pour 2028 ne nécessitent pas debesoin supplémentaire de flexibilité sur la période de laPPE (sur la base des études réalisées par RTE).Néanmoins les efforts de R&D doivent être poursuivispour préparer la suite : «l’Etat investira dans la recherche surles batteries, le stockage hydrogène et le power to gas afin decapitaliser sur le savoir­faire français dans le domaine, fairebaisser les coûts et offrir une alternative robuste de mixélectrique piloté par des énergies renouvelables non pilotables».Dans le cadre de la PPE, il est précisé que des mesuresseront prises pour accélérer la diminution de la pointeélectrique par l’encouragement de moyens de chauffagequi n’y contribuent pas ou peu, et par le développementde la flexibilité de la demande.

L’expérimentation territoriale est largement mentionnéeen particulier pour les smarts grids, la mobilité dont letrain H2, le power to gas. Cette maille géographique estconsidérée comme étant la bonne pour favoriser letransfert technologique.

Enfin, ce projet de PPE met en avant les besoins dedévelopper les compétences «pour et par la Recherche &Développement & Innovation». Le document souligne enparticulier la nécessité de développer «la capacité demodélisation et de prospective, en vue d’élaborer desscénarios intégrant les différentes dimensions des systèmesénergétiques et permettant de caractériser et orienter les choixdu bouquet énergétique».

Le rôle de la Recherche dans l’atteinte des objectifs dedécarbonation du pays est ainsi clairement souligné, avecdes orientations précises dans certains domaines, encomplément de la stratégie nationale de recherche.

1 Projet de loi qui permet notamment de reculer de 2025 à 2035 l'objectifd'une baisse à 50% de la part du nucléaire en France

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Rappel sur les mécanismes de soutien àl'installation de panneaux photovoltaïquesen France

par Hyun Jin Julie Yu,CEA/I­tésé ­ Université Paris­Saclay

Le PPE prévoit une augmentation des capacités PV installées en France à environ45 GW d'ici 2030. Ce développement important de l'énergie PV aura un impactsur le système électrique dans son ensemble. Différentes stratégies d'intégrationdu PV sont possibles, des petites installations décentralisées enautoconsommation aux grandes centrales au sol, et chacune aura des impactsdifférents. Dans ce contexte, cet article rappelle le soutien financier existant pourl'installation de systèmes PV en France afin de servir de base à la réflexionstratégique sur la trajectoire de croissance du secteur.

Lors de la dernière décennie, le prix des modules PV afortement diminué du fait de la mondialisation du

secteur et cela a notablement amélioré la compétitivité decette technologie dans le système énergétique. Ce prix aété divisé par environ 10 depuis 2005 et il est passé sous0.35 € par Watt crête (Wc)1. Au­delà du prix des systèmesPV, le coût de l’électricité PV dépend également de laressource solaire (ex. géographie, climat) et du coût ducapital. Lors des derniers appels d’offre dans le monde,on voit désormais couramment des réponses à moins de50€/MWh et jusque moins de 20€/MWh au MoyenOrient.

En France en 2018, malgré un facteur de charge de 14.5%,le gouvernement annonce un prix moyen de vente del’électricité PV par les lauréats des appels d’offred’environ 55 €/MWh pour les installations entre 0.5 et 30MWc (48 €/MWh pour celles de plus grande puissance2.Ces prix devraient continuer à diminuer cette prochainedécennie avec le développement du marché mondial, lesinnovations institutionnelles et les progrès technologiquestoujours possibles. Les installations PV ont ainsi trèsnettement progressé au niveau mondial passant de moinsde 1 GWc de capacités installées en 2000 à plus de 400GWc fin 2017.

Après l’Europe dans les années 2000, ce sont désormaisl’Asie (Chine et Japon) et les Etats­Unis qui portent lemarché. Un gros potentiel de croissance existe égalementdans de nouvelles régions comme le Moyen­Orient, l’Asiedu sud­est, l’Inde et l‘Afrique (voir l’initiative Terrawattet l'ISA ­ Alliance Solaire Internationale ­ issus de laCOP21 qui visent 1 TWc d’installations d’ici 2030). Lespolitiques de soutien existantes dans de nombreux payspour soutenir la transition énergétique (e.g. Feed­in tariff)ont joué un rôle important dans la progression du secteurPV. Bien que l’on anticipe une demande naturelle sans

subvention de l’électricité du PV prochainement, leschoix de politiques énergétiques vont continuer àimpacter de manière significative le développement dusecteur solaire.Cependant, l’approche politique future du PV seradifférente de celle existante jusqu’ici : une importancecroissante sera donnée à la vision systémique pourtrouver un équilibre entre les acteurs dans le systèmeénergétique. Surtout, dans le système du futur, leconsommateur deviendra beaucoup plus exigeant etentreprenant concernant la demande d’énergie verte etl’autonomie.

Un changement radical se produit dans les systèmesénergétiques avec les synergies apparaissant entre lesdifférentes technologies bas­carbone via les possibilitésde couplages (e.g. PV + mobilité), la digitalisation, et lesservices associés. Dans ce contexte, voici un rappel surles mécanismes de soutien financier à l’installation desystèmes photovoltaïques en France.

Les obligations d’achat

Le tarif d’achat de l’électricité renouvelable (feed­intariff) est un instrument de politique publique quirémunère le producteur d’électricité renouvelable pourl’électricité injectée à un prix fixe prédéfini. Ce mécanismeest couplé à une obligation d’achat de l’électricité.

Le principe des tarifs d’achat de l’électricité a été mis enplace dès les années 70 aux Etats Unis. Ce système s’estensuite surtout développé en Europe à partir des années90 en parallèle des subventions, principaux instrumentsde soutien au photovoltaïque.Le véritable tournant a eu lieu au début des années 2000avec la mise en place de contrats d’achat long terme (engénéral 20 ans) avec des tarifs attractifs couvrant le coût

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réel de l’électricité renouvelable. Ce mécanisme permet degarantir le retour sur investissement et vise à attirer lesinvestisseurs.L’Allemagne est le premier pays à avoir massivementinvesti sur le photovoltaïque en utilisant ce mécanisme.Avec la progression de ses installations et ledéveloppement d’une industrie nationale au début desannées 2000, l’Allemagne a été prise en exemple par denombreux pays à travers le monde.

Le tarif d’achat est un mécanisme piloté par le prix (price­driven), le décideur politique ne contrôle donc pas levolume d’installation. La mise en place d’un tarif d’achatcorrect et son évolution, qui doit refléter la dynamique del’industrie PV et de la baisse des prix, est donc un élémentessentiel. Le tarif d’achat national peut être un instrumenttrès efficace s’il est correctement géré, mais sa sensibilitétrès forte en fait un instrument risqué lorsque ladynamique d’un secteur est forte. L’incertitude surl’évolution du marché du PV ne permet pas de garantirune croissance durable et stable des installations PV.

Le tarif d’achat présente une forte asymétrie del’information : les décideurs politiques n’ont accès qu’auxdonnées de production sans information précise sur leprix d’achat des systèmes PV. Il est donc difficile deprédire la rentabilité du PV avec ce mécanisme. Les tarifsd’achat présentent donc certains risques (e.g.surcompensation, sous compensation, pics d’installation,installations irrégulières, …). Il en résulte la création debulles liées aux effets d’aubaine et une croissance nonpérenne du marché (on l’a observé historiquement dansplusieurs pays). Ajouté à cela, avec la variabilité descoûts de l’électricité PV selon le lieu, la mise en place d’untarif national unique peut conduire à ne pas donnerl’incitation économique à l’endroit qui serait le plus utile.Comme on peut le voir avec le cas de l’Allemagne, lesrisques grandissent lorsque les grandes centrales PV sontinclues dans un mécanisme de tarif d’achat national3.

Comme les tarifs d’achat étaient entièrement financés parles tarifs de l’électricité (CSPE en France), uneaugmentation non contrôlée des installations, et donc dubudget, augmentait la facture d’électricité et pouvaitconduire à des problèmes de pauvreté énergétique pourles ménages ou de compétitivité pour les entreprises4.

Une façon efficace de limiter le risque est d’utiliser desappels d’offres basés sur le mécanisme des tarifs d’achat,l’entreprise proposant le tarif le plus bas gagne le contrat5.Le niveau d’installation est ainsi contrôlé, car fixé parl’appel d’offre (mécanisme piloté par le volume, quantity­driven), et, bien que l’état ne contrôle pas le prix, l’appeld’offre évite tout effet d’aubaine.Pour aller plus loin et limiter l’impact financier pourl’état, une solution plus orientée marché assurant lerevenu au producteur est possible (e.g. tarifs prémium :selon ce système, une partie du prix de l’électricité PV estcouverte par le marché de l’électricité).L’autoconsommation

L’autoconsommation est la pratique qui consiste àconsommer l’électricité directement sur son site deproduction. Elle est souvent associée aux systèmes PV quiont l’avantage de permettre une production d’électricitédécentralisée. Cette idée est appliquée depuis les années60­70 pour les bâtiments non­connectés (off­grid), maisavec un déploiement limité à cause du prix élevé dessystèmes PV à ce moment.

En France, cette solution a été un moyen de fournir del’électricité dès les années 80 dans les zones nonconnectées où le coût de l’extension du réseau étaitsupérieur au coût du PV. L’autoconsommation ne doitpas être confondue avec l’autosuffisance (self­sufficiency).Le taux d’autoconsommation est le ratio de l’électricité PVlocalement consommée par rapport à la production totaled’électricité PV alors que le taux d’autosuffisancecompare le volume d’électricité consommée provenant del’installation PV à la consommation totale du site. Bienque très différents, ces deux concepts jouent un rôleimportant dans le débat sur le développement desconsom­acteurs (prosumers).

Les avantages du développement de l’autoconsommationconcernent notamment la réduction des effetssystémiques par rapport aux centrales au sol. Les coûtsd’intégration peuvent diminuer via diverses méthodescomme le foisonnement géographique, la taille plusoptimale des systèmes par rapport au contexte localévitant des investissements supplémentaires sur leréseau, la possibilité de couplage avec un moyen destockage comme les batteries.

Selon l’article de Yu (2018)6, La dynamique de marchecouplée du secteur PV et des batteries Li­ion va améliorerl’économie de l’autoconsommation PV résidentielle. Cetteétude conclut que les systèmes PV résidentiels avecbatteries deviendraient compétitifs partout en France d'ici2030 selon les différents scenarios AIE7 de développementdu PV. En outre, si des politiques ciblées de réduction descoûts hors matériel (soft­costs)8 sont mises en œuvre, lessystèmes photovoltaïques résidentiels avec batteriespeuvent devenir rentables en France avant 2030,notamment dans le sud qui bénéficie d'un ensoleillementplus élevé.

L'étude montre également la diminution des impactssystémiques de l'autoconsommation PV résidentielle avecbatteries par rapport à l’injection totale sur le réseau etnotamment la possibilité d’avoir des niveaux plus élevésde pénétration PV avant que la surproduction ou lesproblèmes de prix négatifs de l’électricité ne seproduisent. En particulier, l'étude montre l’impact moinsimportant sur les moyens de production de based’électricité en France qu’avec un déploiement PV sansbatteries avec injection sur le réseau.

Printemps 2010 ­ Numéro 10 ­ La lettre de l'I­téséPrintemps 2010 ­ Numéro 10 ­ La lettre de l'I­tésé20 La lettre de l'I­tésé ­ Numéro 36 ­ Printemps 2019

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Enfin, l’autoconsommation peut être une méthodepermettant de limiter le coût du soutien public. En effet, leprix de référence pour l’investisseur n’est plus le prix spotdu marché de gros de l’électricité mais le tarif de détail del’électricité. Le PV approche, voire même dépasse dans denombreux endroits, la parité réseau qui est le moment oule prix de l’électricité PV est égal au tarif de l’électricité.L’auto consommateur d’électricité est alors rémunéréepar les économies faites sur sa facture d’électricité.

Il existe tout de même plusieurs limites :

­ La notion de parité réseau est valable pour 100%d’autoconsommation de l’énergie PV. C’est possible pourcertains bâtiments (supermarchés ou immeubles debureau), mais difficile pour le résidentiel sans système destockage.

­ L’autoconsommation ne résout pas la question descapacités de réserve nécessaires pour fournir l’électricitélorsque le PV ne produit pas, notamment pendant les picsde demande le soir en hiver.

­ Le tarif de l’électricité intègre d’autres composantes quele prix de l’électricité. Il intègre notamment des taxes,dont principalement la TVA sur l’électricité et la CSPE,pour environ un tiers, et une part servant au financementdu réseau pour également environ un tiers.

Concernant ce dernier point, la perte de la partie liée auxtaxes est un choix politique mais il ne faut pas oublier quel’auto consommateur paye la TVA à l’achat de sonsystème PV. La perte de financement du réseau est unproblème plus difficile à résoudre. Elle pourrait se justifiersi l’auto consommateur limitait fortement son utilisationdu réseau. Malheureusement, l’utilisation maximale estfaite surtout lors des pics de demande le soir en hiver etl’auto consommateur PV a toujours besoin du mêmeniveau de service réseau pour cette période (cette limiteest valable pour tous les applications du PV en France).Le développement de l’autoconsommation doit donc sefaire en parallèle d’une réorganisation du financement duréseau (augmentation de la part fixe, tarification selonl’heure de la journée, etc) ou, éventuellement, d’uneréflexion sur les moyens de réduire la demande réseau(adaptation de la demande).

Les soutiens politiques pour les installations solairePV en France

Historique du Tarifs d’achat en France

Bien que pays pionnier sur le PV, la France a longtempslimité l’usage du PV aux zones rurales ou isolées avec dessystèmes PV hors­réseau et les installations PV restaientmarginales. Le système de tarif d’achat a été mis en placeen 2002 mais avec un tarif peu attrayant. Les bases dudéveloppement des installations PV avec les tarifs d’achatsont mises en place avec l’arrêté tarifaire de juillet 2006,

avec un mécanisme mis à niveau et des tarifs rendant lessystèmes PV rentables. Deux tarifs différents sontinstaurés pour les installations au sol et celles en toiture.Cet arrêté introduit également une prime pourl’intégration au bâti qui va rendre les systèmes PVintégrés très rentables dans les années suivantes.A partir de janvier 2010, un tarif différent est égalementmis en place pour les grandes installations en toiture. Lesinstallations photovoltaïques commencent à sedévelopper visiblement en 2009, notamment avec labaisse des prix du photovoltaïque liée à la mondialisationet l’entrée de l’industrie chinoise sur le secteur. Fin 2010,le gouvernement nota que les installations dépassaient lesobjectifs fixés pour 2012 et pensa qu’une bulle était entrain d’apparaitre. Pour éviter un coût trop élevé de laCSPE, il mit en place un moratoire de 3 mois pourréfléchir à une nouvelle organisation de la filière etl’obligation d’achat fut suspendue. Un pic d’installation anéanmoins eu lieu en 2011 dû aux retards deraccordement au réseau, une partie de ces installationsprofitant encore de l’arrêté tarifaire de 2006. Suite aumoratoire, les tarifs d’achat furent affinés avec un plusgrand nombre de catégories et une mise à jourtrimestrielle. Sur la base de cette politique de soutien, lacapacité cumulée installée en France atteint environ 10GWc en 2018.

Figure 1 : Evolution des tarifs d'achat et du cumul desinstallations9

Situation actuelle

Depuis le 1er janvier 2016, suivant une communication dela Commission Européenne de 2014, un nouveaumécanisme de support a remplacé en partie les tarifsd’achat garantis. Les installations supérieures à 500 kWcdoivent vendre leur électricité directement sur le marchéau prix spot et le support prend la forme d’une prime parkWh ajoutée au prix de marché et permettant àl’exploitant de couvrir son investissement (tarif d’achatpremium).Cette prime est la différence entre le tarif proposé lors del’appel d’offre et un revenu moyen de marché, établi àpartir d’une estimation de la moyenne des prix dumarché pour l’ensemble de la production nationale de lafilière. Ce mécanisme intègre donc la réponse du marché

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sur les prix de l’électricité et comporte notamment uneincitation à ne pas produire en cas de prix spot négatif(une compensation financière pour la perte de productionest prévue à partir de 15h de prix négatifs). Les pluspetites installations (<100kWc) profitent toujours d’unsoutien fixe national.

Les informations suivantes sont issues du sitephotovoltaique.info qui suit l’évolution des politiques desoutien au photovoltaïque en France et synthétise lesdécisions de la CRE sur le sujet10.

Le soutien aux installations photovoltaïques varie selon 2critères :

­ La taille de l’installation.­ Le mode de consommation, injection totale sur le réseauou autoconsommation.

La taille de l’installation décide du niveau de soutien.Pour des installations supérieures à 100kWc, uneprocédure d’appel d’offre est mise en place.

Le mode de consommation définit le type de soutienfinancier. En cas d’injection totale sur le réseau, lesinstallations peuvent profiter d’un tarif d’achat fixe sur 20ans. En cas d’autoconsommation, une prime àl’installation selon la puissance crête installée est proposéeainsi qu’un tarif d’achat sur 20 ans (ou 10 ans pour lesinstallations de plus de 100 kWc) pour le surplusd’électricité envoyé sur le réseau fixe.Ce tarif d’achat du surplus est plus faible que le tarifd’achat en cas d’injection totale étant donné quel’autoconsommateur économise sur sa factured’électricité. C’est la date de demande complète deraccordement qui détermine le trimestre dans lequel estfixé le tarif d’achat.

Injection sur le réseau

Une installation photovoltaïque avec injection sur leréseau vend la totalité de l’électricité produite mis à partla consommation nécessaire au fonctionnement dusystème PV. Un dispositif de comptage propre ausystème PV doit être installé.Voici le montant des soutiens en vigueur en mars 2019.

Une prime existait pour les panneaux intégrés aubâtiment d’une puissance inférieure à 9kWc. C’est primea disparu depuis octobre 2018 :

Les tarifs d’achat sont revus à la baisse chaque trimestre.Cette dégressivité est calculée en fonction du nombre dedemandes de raccordement complètes des deuxtrimestres précédents.

Les installations d’une puissance crête supérieure à 100kWc doivent passer par une procédure d’appel d’offre.Les candidats proposent un prix de référence de leurélectricité produite et le lauréat est désigné en fonction dece prix et de l’impact carbone du projet (cf. site de laCRE11).

Concernant les grandes installations au sol, le volumetotal d’installation est fixé par décision politique. Il est fixéà 2,45 GW par an à partir de 2018. Le volume d’appels estsous­découpé par type d’installation :

­ Installation au sol entre 5 et 30 MWc.­ Installation au sol entre 500 kWc et 5 MWc.­ Installation sur ombrière de parking entre 500 kWc et 10MWc.

Plusieurs séries d’appels d’offre sont effectuées chaqueannée. Les grandes installations sur bâtiment de plus de100 kWc avec injection totale sur le réseau sont géréesselon le même principe avec un découpage en 2 familles :

­ Famille 1 : installations entre 100 et 500 kWc surbâtiment, serre, hangar agricole ou ombrière de parking.­ Famille 2 : installation entre 500 et 8MWc sur ces mêmesbâtiments sauf les ombrières.

Pour les installations sur bâtiment de la famille 1, lelauréat reçoit le tarif d’achat qu’il a proposé lors del’appel d’offre. Pour les autres installations de plus de 500kWc, le lauréat vend son énergie sur le marché et reçoitun complément de rémunération (feed­in premium).

Ce complément de rémunération est l’écart entre le prixproposé par le candidat et un prix de marché de référencepour chaque mois, défini comme la moyenne sur le moiscivil des prix spot positifs et nuls pour livraison lelendemain constatés sur la plateforme de marchéorganisé français de l’électricité. Il faut noter que l’énergieproduite pendant les phases de prix spot négatifs n’estpas rémunérée, mais qu’à partir de 15h de prix négatifpar an, une prime supplémentaire est attribuée.

Autoconsommation

L’autoconsommation indique que le producteur utilisel’électricité produite pour satisfaire la consommation sur

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le site d’installation. On appelle «surplus» le solde entre laproduction PV et la consommation sur site. Il n’y a alorsqu’un seul dispositif de comptage par site deconsommation/production.En plus de l’économie réalisée sur la consommationévitée depuis le réseau, il existe depuis 2016 un soutien àl’autoconsommation. Pour les installations de moins de100 kWc, ce soutien se divise en deux parties :

­ Une prime à l’investissement dépendant de la puissancecrête installée.­ Un tarif d’achat du surplus d’électricité fixe sur 20 ans.

Les opérations d’autoconsommation collective nedisposent pas de ces dispositifs de soutien.

Voici les tarifs en vigueur en mars 2019 :

Concernant les grandes installations de plus de 100 kWcen autoconsommation, le projet doit passer par uneprocédure d’appel d’offre. Le volume annuel de grandesinstallations est décidé politiquement. Il était de 450 MWcen 2018. Comme dans le cas de l’injection totale sur leréseau, les appels sont répartis au cours de l’année.

Pour les puissances allant de 100 à 500 kWc, le lauréat del’appel d’offre vend son surplus sur le marché del’électricité et bénéficie d’un complément derémunération CR pendant 10 ans. Ce complément derémunération est calculé à partir d’une prime p proposéepar les candidats lors de l’appel d’offre. Voici la formulede calcul du complément de rémunération :

Avec :

Il est obligatoire d’indiquer si un dispositif de stockage estassocié au système PV ou s’il est ajouté après le début ducontrat. Le producteur doit alors s’engager à ce quel’énergie stockée ne provient que de l’installation PV.

Le plan du solaire PV en France et le futur del’autoconsommation

Figure 2 : Cible d’installation PV pour 2023 selon laprogrammation pluriannuelle de l’énergie PPE.

La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) cibleune augmentation de la puissance photovoltaïqueinstallée à environ 20 GW en France d’ici 2023 et jusque45 GW en 2028 (voir Figure 2). Sur cette période, levolume d'installation va encore beaucoup dépendre de lavolonté et du soutien politique.Concernant les grandes centrales au sol, leurs installationspeuvent être planifiées grâce aux appels d'offre.L'inconnu est l'évolution des petites installations et de lademande des consommateurs d'électricité verte. Surl’autoconsommation, RTE fournit dans un document 4scénarios13. Pour 2025, on est à un peu plus de 2GWcd'installation dans le scénario bas à 4 GWc dans lescenario haut.

L'autoconsommation risque surtout d'évoluer plusrapidement après cette période car elle va probablementdevenir rentable sans support en France dans certainesrégions et la demande risque d'augmenter rapidement(mais elle devient difficile à prévoir). De nouveauxmécanismes de suivi devront être mis en place pour, cettefois, assurer une transition contrôlée permettant degarantir le financement du réseau et d’assurer l’équilibredu système électrique.Il faut ajouter les changements de mode deconsommation de l’électricité. Parmi ceux­ci, ledéveloppement de la voiture électrique devrait avoir unimpact important. Des synergies sont à trouver entre ledéveloppement de l’autoconsommation et celui de lavoiture électrique pour permettre un développementcohérent et économiquement efficace des deux

technologies.

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Eclairages

1 Le Watt crête correspond à la puissance maximale produite par une cellulePV sous des conditions standard, irradiation de 1000W/m2 et cellule à 25°C.2 CRE, Coûts et rentabilités du grand photovoltaïque en métropolecontinentale, février 20193 Yu H.J.J., Public policies for the development of solar photovoltaic energyand the impacts on dynamics of technology systems and markets.Economies and finances. PSL Research University, 2016. English. <NNT :2016PSLED011>. <tel­01370299> (https://tel.archives­ouvertes.fr/tel­01370299/document)4 Yu H.J.J., Le financement du développement de l’énergie photovoltaïqueen France et les questions liées aux coûts de l’intermittence, Eté 2017Numéro 31La lettre de l'Itésé http://i­tese.cea.fr/fr/Publications/LettreItese/Lettre_itese_31/files/04_Lettr_itese_ETE_2017_ECLAIRAGES_Le_financement_du_developpement_de_l_energie_photovoltaique_en_France_....pdf5 En réalité, d’autres aspects entrent en jeu, mais le tarif reste la composantela plus importante.6 Yu H.J.J., A prospective economic assessment of residential PV self­consumption with batteries and its systemic effects: The French case in2030, Energy Policy, Volume 113, February 2018, Pages 673­687https://doi.org/10.1016/j.enpol.2017.11.0057 L'Agence internationale de l'énergie (AIE)8 Yu et al., A Comprehensive Approach to Evaluate PV System Prices andOpportunity for PV Policy, 12th International Conference on the EuropeanEnergy Market – EEM 15, 2015 (DOI: 10.1109/EEM.2015.7216707)9 Elaborée par l’auteur à partir des données de www.observatoire­energie­photovoltaique.com et www.photovoltaique.info10 http://www.photovoltaique.info/Aujourd­hui­arrete­du­9­mai­2017.html#Grilletarifaire11 CRE, Cahier des charges de l’appel d’offres portant sur la réalisation etl’exploitation d’Installations de production d’électricité à partir de l’énergiesolaire « Centrales sur bâtiments, serres et hangars agricoles et ombrières deparking de puissance comprise entre 100 kWc et 8 MWc ».CRE, Cahier des charges de l’appel d’offres portant sur la réalisation etl’exploitation d’Installations de production d’électricité à partir de l’énergiesolaire «Centrales au sol de puissance comprise entre 500 kWc et 30 MWc».12 CRE, Appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitationd’installations de production d’électricité à partir d’énergies renouvelablesen autoconsommation et situées en métropole continentale13 Bilan prévisionnel de l’équilibre offre­demande d’électricité en France,Edition 2017 Figure 10.3 p. 326 ­ https://www.rte­france.com/sites/default/files/bp2017_synthese_17.pdf

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Brèves

Séminaire "Enjeuxsociétaux du nucléaire& Sciences Humaineset Sociales"

Depuis quelques années, des séminaires sur différentsthèmes et Sciences Humaines et Sociales, pilotée par leClub de l’Orme (lui­même animé par I­tésé) sontorganisés. Ces séminaires ont pour ambition de présenterquelques enjeux de recherche en sciences humaines etsociales sur le thème choisi.Nous avons traité ainsi de l’hydrogène, du solaire PV, etde la mobilité. Suite à ces manifestation des booklets ontété édité dans la collection Actes par la Maison desScienses Humaines de l’Université de Paris­Saclay.

Cette année, sera abordé le nucléaire. Ce séminaireintitulé "Enjeux sociétaux du nucléaire & SciencesHumaines et Sociales" se déroulera le 21 mai prochain auCEA/Saclay, amphi C. Bloch, à l'Orme des Merisiers bât772.

La première partie de la journée revêtra une dimensiondisciplinaire et proposera plusieurs éclairages : droit,sociologie, sciences politiques, géographie… La deuxièmepartie proposera plusieurs interventions présentant desprogrammes de recherche.Une table ronde clôturera la journée. Elle portera sur lesagendas de la recherche SHS sur le nucléaire.

Pour info : Le Club de l’Orme est une structure liée auPlateau de Saclay regroupant des acteurs de la rechercheet du monde économique sur la thématique de l’énergie.Le Club organise annuellement, en lien avec la MSHParis­Saclay, des journées d’échanges entre les SHS et unsujet énergétique précis. L’idée de ces journées est de fairedialoguer les communautés, notamment les porteurs detechnologies, avec d’autres chercheurs et d’illustrer leséclairages et questionnements que portent les diversesdisciplines des SHS.

Vous pouvez vous inscrire soit en adressant le bulletind'inscription joint ou par mail à adresser àpatricia.thibaud@cea.fr.

Journée I­tésé 2019"Modéliser la transitionénergétique"

Traditionnellement l'I­tésé organise sa journée annuelle.Celle­ci se déroulera le 18 juin prochain au CEA/Saclay,Grand amphi de l'INSTN. Le thème est "Modéliser latransition énergétique".

Cette demi­journée sera inaugurée par Laurence Piketty,Administrateur Général Adjoint du CEA et se découperaen trois parties : Une 1ère session consacrée aux "exemplesde modélisation : composant et territoire" ; une 2ème

session sur "les exemples de modélisation dynamiques descénarios" et une table ronde qui clôturera cettemanifestation dont le thème est "Quels modèles pourdemain dans la définition et le pilotage de la transition".Le programme et les modalités d'inscriptions serontcommuniqués prochainement.

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Brèves

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Actualités scientifiquesVie de l'unité

Présentation à l’ANRT des besoins de recherche enmatière de modélisation multi­échelle

Jean­Guy Devezeaux est intervenu à l’AssociationNationale de la Recherche et de la Technologie (ANRT),au nom de l’ANCRE, pour présenter des propositions enmatière de modélisation multi­échelle. Y assistaient despersonnes issues de l'administration (DGEC, DGRI,ADEME), et de l'industrie : Enedis, RTE, Schneider, AirLiquide....

La présentation a détaillé comment mieux identifier lesactions pour rendre possibles les approches multi­échelle(notamment en matière de données et de traitement decelles­ci) et, comment en faciliter la collecte,l’harmonisation et l’utilisation.A la suite de cette présentation, une liste d’actions précisea été proposée à l'ANRT.

Parution du 3ème numéro de la CollectionACTES

La Maison des Sciences Humaines(MSH) de Paris Saclay a publié le 17décembre dernier le troisième numérode sa Collection ACTES, intitulé "Lesnouvelles mobilités à la lumière dessciences humaines et sociales» sous ladirection de Jean­Marc Agator et deJean­Guy Devezeaux (CEA/I­tésé).Cet ouvrage met en cohérence lescontributions développées lors de

l'atelier SHS & Mobilités qui s’est tenu au CEA Paris­Saclay le 13 juin 2018.

Sortie des fascicules Elecnuc et Memento del’énergie

Les 2 livrets Elecnuc etMemento de l’énergie ontété édités et imprimés fin2018. Elecnuc présente unétat des réacteurs nucléairesdans le monde à fin 2017.

Cette version a été étoffée par rapport aux précédentes enproposant un focus sur les principaux paysélectronucléaires. On peut retenir en particulier lapoursuite de l’augmentation de la capacité nucléairemondiale (392 GWe) malgré l’arrêt des réacteurs deFukushima et la sortie de l’Allemagne du nucléaire. 2017marque également un équilibre entre réacteurs arrêtés etnouvelles constructions, avec des disparités régionalesfortes et une activité essentiellement portée par l’Asie.

Evaluation HCERES I­tésé

La visite d’I­tésé par l'HCERES s’est tenue le 14 janvierdernier. Il s’agissait de la deuxième évaluation del’institut, la première ayant eu lieu en 2013. Le jury étaitconstitué d’économistes, d’un sociologue, d’unereprésentante institutionnelle et d’un expert suissetravaillant sur les systèmes énergétiques (impacts, risque,durabilité). I­tésé a en effet déposé un dossierinterdisciplinaire en Economie et en Technologie del’Energie.Le rapport sera disponible en mai sur le site de l’HCERES.

Collaboration avec l’Université Nova de Lisbonnesur le modèle Times

Dans le cadre de la mission decollaboration avec l’Université Novade Lisbonne, Olfa Tlili doctorante entroisième année à I­tésé a effectué undéplacement au sein de l’équipe

CENSE (Center for Environmental and SustainabilityResearch) pendant le mois de février 2019, afin detravailler sur le modèle TIMES­MARKAL portugais.L’objectif de cette mission, qui fait suite à un premierdéplacement d’un mois au sein de la même équipe enseptembre 2018, est d’améliorer la modélisation del’hydrogène dans le modèle TIMES. Un intérêt particuliera été dédié à l’implémentation de la production del’hydrogène dans le modèle, et notamment à l’articulationentre une alimentation électrique des électrolyseurspurement renouvelable ou provenant du réseau.

Lancement du Groupe Technique AIE­AEN sur lescoûts de production d’électricité

Tous les 5 ans l’AIE (Agence Internationale de l’Energie)et l’AEN (Agence de l’OCDE pour l’énergie nucléaire)mettent à jour le rapport « projected costs of generatingelectricity » qui fournit une référence internationale descoûts des nouveaux moyens de production d’électricitédans les pays de l’OCDE.

Le prochain rapport doit sortir en 2020 et a fait l’objetd’une première réunion d’un groupe d’experts auquel I­tésé représente la France en concertation avec la DirectionGénérale de l’Energie et du Climat (DGEC) et l'industrie.Ce nouveau rapport revêt une importance particulièredans le contexte français, étant donné que des estimationsdes coûts des futurs EPR seront fournies.Par ailleurs, il est également prévu que le rapport apporteune attention plus importante aux coûts de système duLCOE (Levelized Cost of Energy). Pour se faire, l’AIEpropose une nouvelle méthodologie dite de «VALCOE»qui permet de décomposer la valeur d’un moyen deproduction en termes d’énergie, de capacité et deflexibilité.

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Actualités scientifiquesVie de l'unité

Contribution à la formation d’élèves sur lestechnologies de l’hydrogène.

Horizon Educational Group (HEG) propose desprogrammes d’activités pour les écoles, lycées et collègesafin de promouvoir les STEM (science, technology,engineering, and mathematics) via les énergiesrenouvelables. HEG dispose de kits pédagogiques, deméthodes de formation (branche Horizon Curriculum),de savoir­faire, et d’une grande expérience dans plusieurspays. Sur la base de cette structure et des technologies del’hydrogène qui peuvent être ainsi fournies, l’I­tésécontribue au lancement en France d’une initiative auprèsde professeurs de lycées professionnels des régionsAuvergne­Rhône Alpes (à Clermont­Ferrand) etOccitanie (à Nogaro), ainsi qu’en Suisse à l’Ecole desMétiers de Fribourg : les élèves vont travailler sur lapréparation et l’amélioration d’une maquette de véhiculeélectrique à l’échelle 1/10, alimenté par une batterie etune pile à combustible de 30W, à des fins de compétitionsentre lycées.

En Occitanie, M Christian PEYRET, Maire de Nogaro,ainsi que M Bernard GENDRE, président du circuitautomobile de course Paul Armagnac, ont assisté à cetteintervention, et souhaitent poursuivre l’expériencejusqu’à des essais sur leur circuit de la Formule 1 GreenGT qui doit participer aux 24h du Mans en 2024. Ensuisse, Les professeurs souhaitent aller au­delà de cetteinitiative à court terme, notamment par la fabrication deleurs propres piles à combustible et maquettes devéhicules électriques à hydrogène.

Publications I­tésé

L’article d'Olfa Tlili, doctorante à I­tésé, portant sur lepotentiel de production d’hydrogène via le surplusélectrique en France à l’horizon 2035, fruit de lacollaboration avec le centre de recherche de Jülich, a étépublié dans la revue Energy le 13 février 2019.

L’article traite la question du besoin en flexibilité dusystème électrique à cet horizon de temps et l’impact durenforcement des interconnexions sur le surplusélectrique qui est exploité pour produire de l'hydrogène.Cet article est le deuxième d’une série de 3 articles co­rédigée avec le centre de recherche de Jülich. Le premiertraitant la question de disponibilité géographique audéploiement des énergies renouvelables en France estactuellement soumis à Energy Systems. Le troisième

article est en cours de finalisation, et propose uneévaluation des coûts de l’infrastructure hydrogène enFrance en prenant en compte différentes supply­chainspossibles.

Ref : O. Tlili, et al., Role of electricity interconnections andimpact of the geographical scale on the French potential ofproducing hydrogen via surplus electricity by 2035, Energy,April 2019, 172(2019), 977­990. Doi: 10.1016/j.energy.2019.01.138

Martin Leurent, qui a soutenu sa thèse «Conditions dedéveloppement de la cogénération nucléaire en France eten Europe» en septembre 2018 vient de publier deuxarticles, l'un dans la Tribune du 22 février dernier sur"Vers une utilisation plus efficiente des centralesthermiques nucléaires ?" et l'autre, dans la revue "EPJNuclear Sciences & Technologies", intitulé "Stimulatingniche nurturing process for heat production with nuclearplants in France : A multi­level perspective"

L'article examine comment les intermédiaires pourraientinteragir avec d'autres acteurs importants identifiés dansle cadre de la prospective à plusieurs niveaux, les acteursde niche et les acteurs du régime, pour créer des nichespour la chaleur nucléaire produite en France. Quelle quesoit la source, la récupération de la chaleur perdue estune question d'efficacité énergétique. Les centralesnucléaires pourraient rester utilisées pendant plusieursdécennies en France. Il est donc légitime d'enquêter surles cas possibles des processus de développement deniche qui peuvent permettre une utilisation plus efficacede cette technologie.

Réf : EPJ Nuclear Sci. Technol. 5, 5 (2019)© M. Leurent, published by EDP Sciences, 2019https://doi.org/10.1051/epjn/2019001