La lettre de l'I­téséLettre trimestrielle d'information de l'Institut de

aux scientifiques, aux managers, aux tutelles et aux décideursTechnico­Economie des Systèmes Energétiques destinée

La lettre de l'I­téséLettre trimestrielle d'information de l'Institut de

aux scientifiques, aux managers, aux tutelles et aux décideursTechnico­Economie des Systèmes Energétiques destinéeNuméro 18 ­ Printemps 2013

La Lettre de l'I-tésé - CEA - Bâtiment 125 - 91191 Gif-sur-Yvette Cedex itese@cea.fr ISSN 2107-6804

Editeur : CEA/DEN/I-tésé - Directeur de la publication : Jean-Guy Devezeaux - Rédacteur en chef : Jean-Guy Devezeaux -

Rédacteurs : Anton Berwald, Jean-Guy Devezeaux, Thierry Duquesnoy, Alain Le Duigou,

Gilles Mathonnière, Nathalie Popiolek, Aimen Smatti, Françoise Thais.

EditorialFutur des énergies : pensons "système" !

En ces temps de débat, notre lettre de printemps souhaite illustrerl’importance d’angles de vue et d’outils d’analyse complémentaires, quipermettent de mieux apprécier les évolutions possibles des Mixénergétiques. Elle vous propose :• Un dossier, élaboré par Françoise Thais, sur le contenu en CO2«économisé» lors du recours à la production d’électricité photovoltaïque.Il explicite les effets de substitution d’énergies dans des parcs électriques.On découvre notamment que le «rendement de substitution» changeassez nettement à court terme en fonction du niveau de la puissance PVinstallée.• Une analyse rétrospective, par Thierry Duquesnoy, du coût desréacteurs français. Ce travail infirme les thèses selon lesquelles les coûtsdu nucléaire dériveraient significativement de façon structurelle.• Deux analyses de marchés futurs suivent. L’une, proposée par Alain LeDuigou, porte sur le coût total de possession de véhicules. Elle met enœuvre un outil méthodologique intégrant les coûts d’un équipementdepuis son achat, son utilisation et jusqu’à son terme : le coût total depossession. L’autre étude, due à Gilles Mathonnière, illustre de façonnouvelle le futur possible des marchés des réacteurs à neutrons rapides(RNR).• Nathalie Popiolek nous propose ensuite une prospective de la mobilitésolaire à la croisée d’innovations techniques (véhicules, production etstockage fixe et embarqué) et organisationnelles, voirecomportementales.• L’éclairage qu’apporte Anton Berwald complète ces démarches enmontrant comment la prospective doit incorporer les interdépendancesentre marchés.Tous ces travaux nous poussent à raisonner «global» et «système», ce quiest la seule façon de construire des visions du moyen­long termecohérentes pour les évaluer selon les 3 familles de critères définis parl’ANCRE : critères énergétiques et économiques, critèresenvironnementaux sociaux et stratégiques, critères pour la science et latechnologie.

Jean­Guy Devezeaux de LavergneDirecteur de l'I­tésé

SommaireDossierEnergie photovoltaïque : com­ment bénéficier pleinement deses vertus environnementalesEclairagesLe marché des RNR­NaCoût de construction desréacteurs REP : évolution desconditions économiques ouaccroissement de la complexité ?Batteries et piles à combustible :de fortes complémentarités pourles usages en véhicules élec­triquesHow U.S Fracking Hits Europe'sClimate GoalsBrèvesMettre l'innovation sur latrajectoire du facteur 4 : étude decas sur la mobilité solaire en 2030Actualités scientifiques/Vie de l'Unité

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Le chiffre du trimestreLe chiffre du trimestre60 GWe

C’est l’évaluation faite par I­tésédes projets considérés fiables denouvelles centrales nucléaires dansle monde, à relativement courtterme (en service d’ici unequinzaine d’années). Cette valeurest à ajouter au 65 GWe en cours deconstruction à ce jour .

Le chiffre du trimestre

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Dossier

Energie photovoltaïque : commentbénéficier pleinement de ses vertusenvironnementalespar Françoise THAIS,I­tésé

Si le bilan de l’électricité photovoltaïque est reconnu favorable en termes d’émissions de CO2, il

peut cependant différer en fonction des lieux de fabrication et d’ installation d’un système PV. En

effet, même si «la dette CO2» initiale liée à sa fabrication est minimale, le bénéfice de

l’utilisation du système ne sera optimal sur le plan environnemental que si, conjointement, sa

production sur le réseau se substitue à une ou plusieurs énergies marginales très carbonées.

Une énergie bas carbone

Faiblement émettrice de CO2, l’électricité d’originephotovoltaïque s’avère intéressante dans un contextede contrainte climatique. Ses autres atouts lui sontégalement favorables pour contribuer à la productionélectrique de nombreux pays, comme en témoignent lespolitiques de part le monde qui visent à souteniraujourd’hui son développement.Contrairement aux énergies fossiles, un système PVpossède l’avantage de fonctionner sans émission directede CO2. Pour autant, le contenu CO2 d’un kWh PV n’estpas nul, car si l’on souhaite effectuer un bilan pertinent, ilfaut considérer aussi les émissions indirectes liées auxétapes de son cycle de vie. Celles­ci se rapportentaujourd’hui aux seules émissions liées à la fabrication dusystème PV, les données de fin de vie faisant défaut avecun recyclage des panneaux encore peu pratiqué. Si l’onconsidère le cas d’une technologie silicium multi­cristallin, cette fabrication est plutôt consommatrice enénergie, principalement en raison du raffinage dusilicium. En effet, le procédé actuel le plus répandu(procédé Siemens) représente environ 60% de laconsommation totale d’électricité nécessaire à lafabrication des seuls panneaux. Cependant à moyenterme, de nouveaux procédés prometteurs en fin de R&Ddevraient apporter un gain significatif, on peut citer enparticulier le procédé Photosil développé par les équipesdu CEA.Au final, ces émissions indirectes de l’électricité PVconstituent une «dette initiale CO2» en principeremboursable au bout d’un certain temps defonctionnement du système, par compensation desémissions qu’elle évite en se substituant à une ouplusieurs énergies.

On peut ainsi évaluer un «temps de retour CO2»,homologue du temps de retour énergétique permettant,lorsqu’il est comparé à la durée de vie du système et/oud’autres énergies, de juger de la qualité environnementalede l’électricité PV. Il en est de même pour le volume desémissions évitées sur la durée de vie totale du système,qui sert d’indicateur plutôt consacré aux bilans CO2.Ces deux indicateurs apportent ainsi une visioncomplémentaire de celui habituellement utilisé, expriméen contenu de CO2 d’un kWh produit. Cependant, mêmesi au final l’électricité PV compte parmi les énergies lesmoins carbonées, la valeur de ces indicateurs diffèrelargement suivant les cas de figure considérés.Un bilan CO2 variant suivant les lieux de fabricationet d’utilisation du système PVL’évaluation de ces trois indicateurs dépend en effet deshypothèses retenues comme tout d’abord des conditionsde fabrication du système, c'est­à­dire de la nature del’électricité utilisée au cours de cette étape. Ceci estvalable pour la fabrication du panneau (en tenant comptede l’énergie pour le verre, le cadre,..) mais aussi pour lepassage au système (fabrication de l’onduleur et descâbles électriques, ..). De plus, si la distance entre le lieude fabrication du système et celui de son installation sontdifférents, il faut tenir compte aussi, pour être exhaustif,des émissions indirectes liées à son transport. D’autrepart, le bénéfice apporté par l’électricité PV augmenteavec le contenu carbone de la production à laquelle elle sesubstitue, il est donc propre à la structure de laproduction électrique dans laquelle elle s’insère.On peut en conclusion aboutir à un ensemble dedéclinaisons possibles, avec des bilans assez différents,pénalisants pour un système fabriqué avec de l’électricitétrès carbonée, s’intégrant dans un parc de production à

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des moments où l’énergie est peu carbonée, ou alors pluspropices avec les conditions inverses.S’agissant de la «dette CO2», il faudrait estimer le contenuCO2 précis de l’électricité au moment des différentesétapes du procédé de fabrication de tous les composantsdu système. Sachant qu’une traçabilité complète et jugéereprésentative est impossible, on considère généralementque le contenu CO2 de l’électricité est le même pour lafabrication complète et égal au contenu CO2 moyen de laproduction électrique du pays de fabrication. Il s’agit làd’un ordre de grandeur, sachant que par ailleurs desincertitudes existent aussi sur le résultat de l’analyse decycle de vie du système, et donc du besoin électrique réelde chacune des étapes de sa fabrication.Par contre, on peut approcher de manière plus précise lavaleur du contenu carboné de la production substituéepar le PV à partir des données fines des énergies appeléessur le réseau.Comment s’insère le PV dans le parc français deproduction ?Supposer que le PV se substitue, sur le planenvironnemental, à la production électrique caractériséepar un contenu CO2 moyen du kWh n’est valable quedans certains cas. En effet, dans le cas de la France, cetteapproche ne s’adapte pas à la spécificité de la productiondont le contenu CO2 fluctue fortement sur un pastemporel fin (Cf. graphe 1). Ce résultat découledirectement de l’exploitation des données RTE desénergies appelées au pas horaire sur une année, en lesclassant en fonction de leur coût marginal croissant (meritorder) et de leurs contraintes respectives. L’analyse desdonnées permet de constater que le productible solaire sesubstitue en réalité à la production marginale associée,dont le contenu peut largement différer à chaque momentde ce contenu moyen.

Graphe 1Des simulations à partir d’un productible représentatifd’un parc PV français montrent que le contenu CO2 decette énergie substituée varie également en fonction de la

taille du parc (Cf graphe 2). Jusqu’à environ 2GW decapacité, le parc PV se substitue aux énergies de pointe,produites par les turbines à combustion au fuel (TAC) etl’hydraulique de pointe, sachant que l’on considère unparc de production fixé. S’il est intéressant d’économiserdu fuel, il n’y a aucun intérêt à substituer l’hydrauliquede pointe (STEP et lac) au contenu CO2 très faible par duPV et une approche plus optimale demanderait alors demodifier la gestion du parc de production en réservantcet hydraulique pour l’utiliser à des moments plusopportuns (pointe du soir par exemple).

Graphe 2Lorsque le parc PV est plus important, le modèlemarginal utilisé à l’Itésé montre qu’il se substitueprogressivement à des énergies de semi base (gaz etcharbon), puis à l’énergie nucléaire de base. Mais quelleque soit sa taille, le parc PV ne pourra se substituer qu’àune part limitée de chaque énergie. Par exemple, au delàd’une capacité PV de 20 GW, la part de la production del’énergie issue des TAC et du fuel atteint la limite devolume «substituable», autour de 55% de sa productiontotale (limite entre 50 et 55% pour l’énergie STEP, lac etéclusée avec un parc PV de l’ordre de 50 GW). Par contre,la production de charbon ou de gaz est impactée par lePV dans une moindre limite, ce constat étant encorerenforcé pour le nucléaire (inférieur à 20%). Mais il nefaut pas oublier qu’il s’agit d’un exercice théorique, dansla mesure où un parc PV de 50­60 GW atteignable à plusou moins long terme devrait alors être comparé à unestructure du parc qui aura pu évoluer.Avec une taille du parc PV supérieure à 10 GW (pourrappel, 5,4 GW est l’objectif gouvernemental 2020, 3,1GWle niveau d’aujourd’hui), on atteint une limite de gain entermes de CO2 émis, résultat entièrement lié à la structurede la production française d’électricité. Dans un paysrecourant à plus d’énergies fossiles, le contenu serait plusévolutif avec la taille du parc PV.D’autre part, le contenu CO2 de la nouvelle productionélectrique intégrant un parc PV diminue lorsque lapénétration d’énergie solaire est plus importante maistend vers une valeur «plateau» lorsque l’on commence àse substituer à du nucléaire. Sa valeur dépend également

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du contenu CO2 accordé à l’énergie PV. Le graphe 3 endonne l’illustration pour deux contenus.

Graphe3Ainsi, à moyen terme, une amélioration du contenu CO2de la production française pourrait demander unarbitrage, en tenant compte d’une augmentation de lademande électrique, entre la part du nucléaire, ledéveloppement du solaire PV, le contenu CO2 despanneaux, l’utilisation optimale des STEP et lacs. Ilfaudrait aussi tenir compte conjointement de l’énergieéolienne de même nature que l’énergie solaire, et descapacités de stockage qui pourraient être développées àcet horizon.Des indicateurs améliorés en approche marginale,mais dont la valeur estimée est fortement liée auxhypothèsesAlors que le temps de retour CO2 peut potentiellementdépasser la durée de vie d’un parc PV de 1GW, fabriquéavec de l’électricité carbonée et se substituant à laproduction totale française (mix moyen), la seule prise encompte du contenu CO2 de la production marginalesubstituée modifie sensiblement les résultats, le tempsétant réduit à 6­7 ans suivant les hypothèses (Cf. graphe4).

Graphe 4

Mais ce temps augmente logiquement avec la taille duparc PV, allant jusqu’à doubler pour un parc de 50GW,lorsque l’écart entre le contenu CO2 de la productionsubstituée et celui du PV diminue (ce serait sans doutedifférent avec un mix électrique plus carboné).Ces résultats ont été obtenus en considérant un contenuCO2 forfaitaire(1) comprenant l’électricité nécessaire pourpasser de la fabrication des panneaux à celle du systèmePV et le transport des panneaux vers leur lieud’utilisation. Ce contenu mériterait d’être revu avec desanalyses de cycle de vie affinées, mais une variationmême importante de sa valeur ne remettrait pas en causeles ordres de grandeur obtenus.De la même manière, les émissions évitées pendant lefonctionnement d’un parc PV sont, pour les mêmeshypothèses que précédemment, supérieures enconsidérant les énergies marginales substituées par le PV(Cf graphe 5). Ces résultats montrent encore un meilleurbilan quand la fabrication du système est réalisée avecune électricité peu carbonée et que le système fonctionnesur une plus longue durée. Cependant, les émissionsévitées sont inférieures lorsque l’on augmente la taille duparc PV.

Graphe 5Enfin, comme dit précédemment, ces résultats supposentque les moyens de production autres que le PV sont fixes.En pratique, ils évolueront aussi en parallèle de celle de lataille du parc PV. Le bilan global n’est alors pas simple àcalculer, car l’intermittence du PV peut inciter à investiren moyens de production peu capitalistiques à énergiefossile (centrales de back up). Inversement, des moyensexistent pour limiter cette tendance : construction delignes pour profiter du foisonnement des énergiesrenouvelables, management de la demande, smartgrids…Pour une électricité vertueuse sur le planenvironnementalDans l’exemple étudié (Cf. supra), on peut donc conclure

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qu’il est préférable d’utiliser, non seulement une énergiepeu carbonée pour la fabrication du système, ce qui va desoi, mais que conjointement, son bénéficeenvironnemental sera d’autant plus accru que l’électricitéPV se substituera à des énergies plus carbonées.Pour la France, ce bénéfice appellera alors, au moment dudéveloppement à terme d’un parc PV de plus en plusconséquent, à restructurer le parc de production lui­même (qui devra également satisfaire une augmentationde la demande).Le bilan dépendra notamment de la décision de recoursou non au nucléaire. Pour assurer la base, celui­ci, dansune vision système, disposera vraisemblablement d’unmeilleur bilan carbone que le PV. Par contre, uneassociation entre ces deux énergies pourrait jouer sur leurcomplémentarité qui est de deux ordres : celle ducaractère cyclique de la demande jour­nuit et celle desbénéfices en dynamique permis par l’usage d’uneélectricité peu carbonée pour produire en France dessystèmes PV «très bas carbone», ensuite utilisables dansnotre pays et en Europe.

(1 ) D'après l'étude ESPACE : eco-conception of a photovoltaic system by its

life cycle assessment and environmental impact.

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Eclairages

Le marché des RNR­Napar Gilles Mathonnière,I­tésé

Les efforts de R&D engagées actuellement sur les RNR-Na ont pour objectif d'en faire un produit

sûr qui utilise au mieux les ressources naturelles. Si à terme, les avantages qu'il procure et

notamment l'économie de ressources, le rendra compétitif par rapport aux réacteurs à eau, ce n'est

pas le cas aujourd'hui, compte tenu des surcoûts d'investissement occasionnés entre autres par les

besoins liés à la sûreté de cette filière. Compte tenu de ce contexte particulier, il est intéressant

d'examiner comment le marché des RNR-Na pourra se mettre en place.

IntroductionAujourd'hui, le marché des réacteurs nucléaires esttrès largement dominé par les réacteurs à eau (REPet REB), même si quelques RNR­Na sont en constructiondans le monde.En ce qui concerne le parc actuel, le peu d'intérêt marquépar les électriciens pour les RNR­Na s'expliqueessentiellement par le fait que le kWh produit aujourd'huipar ces réacteurs est plus cher que celui produit par lesREL. La cause principale est le coût d’investissementélevé du RNR­Na, notamment pour le lot mécaniquenucléaire : de par sa conception et notamment la présencede sodium, un RNR­Na présente des caractéristiques quirendent ce lot plus onéreux que celui d'un REL.Cependant cet avantage des REL sur le coût du kWhproduit n'est pas définitif : ils consomment de l'ordre de180t d'uranium naturel par GWe et par an, alors que celledes RNR­Na est nulle (ils ne consomment qu'un peud'uranium appauvri). Il adviendra un moment où, suite àla raréfaction de cette ressource, le prix de l'uraniumnaturel sera suffisamment élevé pour que le RNR­Nadevienne plus compétitif que les REL(1).Pour qu'un RNR­Na s'impose sur le marché, il faudra nonseulement qu'il soit moins cher, mais encore qu'il disposed'une sûreté reconnue par les autorités de sûreté etacceptable par l'opinion publique. Il répondra doncclairement aux exigences d'un réacteur de 4ème génération.Aujourd'hui, aucun des RNR­Na en construction n'est unréacteur de 4ème génération et il faudra du temps pourdonner de la maturité technique et technologique à cettefilière. C'est pourquoi, on estime que ce ne sera pas avant2030 et plus probablement 2040 que cette filière des RNR­Na de 4ème génération pourra être proposée par lesconstructeurs, après une étape correspondant à unprototype de démonstration industrielle mis en servicedans la décennie 2020.Il est probable qu'au début de leur déploiement, les RNR­Na ne seront pas encore compétitifs sur le plan

économique. L'atteinte de la compétitivité économiqueinterviendra plus tard et marquera une rupture dans ledéveloppement du marché de ces réacteurs.Quelle date pour compétitivité économique desRNR­Na ?Etablir une date précise est très difficile compte tenu destrès fortes incertitudes sur les quantités de ressources enuranium naturel et sur la vitesse de développement dansle monde du parc nucléaire REL (et la consommationd'uranium naturel associée).Ces incertitudes sur les ressources en Uranium naturel etle développement de l'énergie nucléaire au niveaumondial sont telles que la compétitivité des RNR­Na peutaussi bien intervenir en 2040 que quelques décennies plustard, même si le créneau le plus probable semble être la2ème moitié de ce siècle.De plus, même si le marché de l'uranium est mondial, etque le coût de cette ressource est le même pour tous lespays, la date de compétitivité des RNR­Na ne sera passtrictement la même partout : il existre des effets locaux,comme le coût de la main d'œuvre, les impôts et les taxes.Parmi les points variant d'un état à l'autre, figure lapolitique de traitement des combustibles usés des REL :pour les pays qui pratiquent déjà le traitement, leplutonium qui en est issu est "payé" par le coût du kWhdes REL, par contre, pour les pays qui devraient se doterd'installations de ce type pour disposer du plutoniumnécessaire au démarrage de RNR­Na, il est logique depenser que ce coût d'obtention du plutonium s'imputerasur le coût du kWh RNR­Na retardant la date decompétitivité de ces réacteurs pour ces pays.Par ailleurs, atteindre la compétitivité économique neveut pas dire pour autant que le parc va migrer trèsrapidement des REL vers les RNR­Na : car deux autrescontraintes entrent alors en jeu ; d'abord la disponibilitédu plutonium (qui n'est pas une contrainte forte pour la

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Eclairages

France ), et ensuite la possibilité de remplacement deréacteurs arrivant en fin de vie ce qui est le cas de laFrance et des pays avec un parc nucléaire stable oudécroissant, dans ce cas la pyramide des âges desréacteurs joue un grand rôle. Pour la France, cela peutprendre entre 30 et 70 ans, suivant que la compétitivitééconomique se produit à un moment où beaucoup deremplacements de REL sont à faire ou pas.Le marché mondial des RNR­Na avant leurcompétitivité économiqueIl est clair que les motivations des premiers acquéreurs deréacteurs RNR­Na seront plus stratégiquesqu'économiques. De ce fait, les acteurs déterminants pourcette première phase seront davantage les Etats que lescompagnies électriques. Parmi les critères qui permettrontl'émergence de ce premier marché (avec des poidsdifférents selon les pays) on peut citer :• la sûreté,• l'indépendance énergétique du pays,• la sécurité énergétique de l’approvisionnement,• une assurance vis­à­vis des tensions sur le marché del'uranium naturel,• un positionnement dans une industrie de hautetechnologie,• la gestion du plutonium,• la gestion des déchets,• des considérations liées à la non­prolifération.Compte tenu de ces différents avantages stratégiquesprésentés par les RNR­Na, certains Etats prendront ladécision d'en construire. Ces décisions devronts'accompagner d'une mise en place de financementsgouvernementaux appropriés permettant decontrebalancer le surcoût des RNR­Na, avant que desélectriciens en concurrence sur le marché, ne soientamenés à ce choix sur la base des seuls critèreséconomiques.Les pays qui apparaissent les plus à même de financer ledémarrage d'un programme "pré­commercial" RNR­Na,et donc de créer et développer un marché pour cesréacteurs sont la Chine, la Russie, et l’Inde : ces payspossèdent une industrie nucléaire solide, une expérienceplus ou moins importante dans le domaine des RNR­Na,et surtout une volonté politique forte, à même depermettre la construction de RNR­Na avant que leur coûtdu kWh ne soit compétitif.Parmi les autres pays, seuls quelques uns pourrontentreprendre la construction de RNR­Na avant leurcompétitivité économique, mais à plus petite échelle, leurobjectif principal étant de garder ouverte cette technologiepour la cohérence de la politique nucléaire, de participer àla définition de ses standards et de ne pas être pris audépourvu en cas de tensions sur le marché de l'uranium.

C'est le cas de la France qui prévoit de construire unpremier RNR­Na industriel vers 2040, qui pourrait êtresuivi de quelques unités avec un rythme restant à définirpour assurer la mise en place d'un tissu industriel enattendant la compétitivité économique.Parmi les autres pays susceptibles de construire un RNR­Na avant 2050, on peut penser au Japon, qui doitcependant gérer la situation post­Fukushima et redéfinirsa politique nucléaire, la Corée du Sud dans le cadre deson développement nucléaire, mais qui devra auparavantse doter de capacités de traitement des combustibles RELet maîtriser les difficultés techniques et politiques qui ysont liées, le Royaume­Uni dans le cadre de sa gestion duplutonium. Enfin, les USA : même s'ils se sont éloignés dela fermeture du cycle depuis plusieurs dizaines d’années,et si aujourd'hui, le gaz de schiste ne permet pas àl'énergie nucléaire de se développer, des évolutionsrestent possibles dans ce pays très important et capablede considérations stratégiques, surtout si l'énergienucléaire est relancée au niveau mondial. Il dispose eneffet de quantités de plutonium considérables dans sescombustibles usés qui pourraient lui permettre de lancerun programme de RNR­Na de grande ampleur.La figure suivante illustre ce que pourrait être le marchémondial des RNR­Na à l'horizon 2050 en supposant qu'àcette date les RNR­Na ne sont pas encore compétitifs parrapport aux REL. Elle correspond également à unesituation où les Etats sont plutôt volontaristes ce quipermet de déterminer un maximum de RNR­Na pouvantêtre construits tout en tenant compte des contraintes dedisponibilité du plutonium.

Une première remarque importante à faire est que lemarché des RNR­Na devra être précédé, puisaccompagné par le développement d'usines de traitementREL indispensables pour rendre le plutonium présentdans les combustibles usés REL disponible pour lafabrication d'assemblages MOX pour les RNR­Na. Dansl'exemple de la figure, il faut construire de nouvellescapacités de traitement d'environ 8000 t/an d'ici à 2050

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Eclairages

(soit environ 5 fois les capacités d'UP2­800 et UP3 à laHague), et les premières soit 2500t/an seraient àconstruire dès 2025 . Dans ces conditions, il devientpossible de construire environ 2 GWe/an entre 2030 et2040, puis 4GWe/an entre 2040 et 2050, soit en moyenne 3GWe par an pendant 20 ans soit 60 GWe/an. Dans cettehypothèse haute (mais sans envisager une compétitivitééconomique avant 2050 qui augmenterait ce résultat), onpeut estimer qu'il y aurait environ 40 RNR­Na (de 1500MWe) construits dans le monde à l'horizon 2050.Compte tenu du nombre limité de pays qui construirontdes RNR­Na dans cette première phase, du coût élevé deconstruction des prototypes et des premiers réacteursindustriels, de l'investissement nécessaire dans le cycle(des RNR­Na, mais aussi du traitement des combustiblesREL pour en récupérer le plutonium), il est très probablequ'un nombre limité de standards (2 ou 3) de RNR­Na de4ème génération s'imposeront durant cette phase. Cetteremarque est également vrai pour les unités de traitement(du combustible REL)­fabrication du combustible (RNR­Na).Le marché mondial des RNR­Na après leurcompétitivité économiqueDans un second temps, à un horizon difficile à déterminerde la deuxième moitié du 21ème siècle, lorsque les RNR­Naseront jugés compétitifs économiquement, compte tenudes anticipations sur les marchés, la demande s'accroîtrarapidement, et on peut penser que 10 à 15 réacteursrapides pourraient être construits par an dans le monde,selon les hypothèses enveloppes sur les parcs nucléaires.La principale contrainte est alors la disponibilité duplutonium. Le chiffre ci­dessus suppose une bonneanticipation des besoins de traitement (on n'est pas limitépar les capacités de ces installations) et une bonnecoopération entre les Etats. Ceci pourrait correspondre àla mise en place de plateformes régionales commel'envisage l'AIEA.ConclusionsPour maintenir et accroître la production électronucléairemondiale, dans un souci de pleine durabilité, le recours àdes RNR­Na est nécessaire avant la fin du siècle. Auniveau mondial, le besoin se portera principalement surdes RNR­Na surgénérateurs. La raréfaction desressources en Uranium naturel devrait rendre cette filièrecompétitive au cours de la deuxième moitié du siècle,malgré le surcoût d'investissement lié principalement ausodium du RNR­Na.Il est très important de noter que le déploiement desRNR­Na ne sera possible qu'après qu'un marché dutraitement se soit développé. De ce point de vue, la miseen place de plate­formes régionales de traitement sousl'égide de l'AIEA pourrait constituer une solution efficace.

Cette solution permettrait aussi de recycler, pour l’utilitéde tous, le plutonium des combustibles des réacteurs àeau des pays nouvellement accédants au nucléaire, dansles réacteurs RNR­Na des pays qui maîtrisenthistoriquement ces technologies.Même avec des surgénérateurs et une bonne gestion duplutonium, répondre à la totalité de la demande d'énergienucléaire pourrait être difficile dans la deuxième moitiédu siècle. Les deux types de réacteurs, à eau et RNR­Na,coexisteront longtemps.Compte tenu de l'importance des investissements àréaliser et des incertitudes sur leurs dates et leursvolumes, les marchés des RNR­Na et du traitement serontprobablement concentrés entre les deux ou troisconsortiums qui auront réussi à faire émerger desstandards de RNR­Na avant la compétitivité économique.De grandes incertitudes existent sur la connaissance desressources exploitables d'uranium naturel et dudéveloppement du parc mondial REL. Ces deuxparamètres doivent être suivis avec précision. Ledévelopppement de la technologie des RNR­Na est lameilleure assurance contre les risques induits par cetteincertitude.La situation de la France est très différente de la situationmondiale : n'ayant pas à faire face à un accroissementimportant de la demande et disposant de quantités deplutonium importantes dans ses combustibles REL usés,elle n'aura pas de grosses difficultés à mobiliser leplutonium nécessaire aux RNR­Na et pourra utiliser desréacteurs iso­générateurs. La France reste cependanttributaire de ce qui se passera au niveau mondial,notamment au travers du coût de l'uranium. La date de lacompétitivité des RNR­Na en France pouvant s'étaler surune longue période, la stratégie d'évolution du parcnucléaire français doit tenir compte de cette incertitude etêtre suffisamment flexible pour s'adapter à de nouvellesconjectures.

(1 ) Il est important de noter qu'il ne s'agit pas d'un coût instantané de

l'uranium naturel, mais de son évolution sur 60 ans (la durée de vie d'un

REL) actualisée pour déterminer le coût du kWh produit par un REL et

permettre à un électricien de savoir s'il a intérêt à construire un REL ou un

RNR-Na sachant que cette unité devra être exploitée 60 ans (durée de vie

envisagée aussi bien pour les REL que les RNR-Na).

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Eclairages

Coût de construction des réacteurs REP :évolution des conditions économiques ouaccroissement de la complexité ?par Thierry DUQUESNOY,I­tésé

Les coûts de construction passés des réacteurs montrent une augmentation alors que les effets

d’apprentissage devraient conduire à leur diminution dans le temps. Sur la base des coûts de

construction du parc français actuel, cet article donne une analyse des effets des conditions

économiques, des gains de productivité et de l’accroissement de la complexité des installations.

Introduction

Les coûts historiques de la construction des réacteursmontrent une augmentation de la valeur nominale,ramenée au MW installé. Une augmentation de ce typerecouvre potentiellement deux types de phénomènes.D’une part, les coûts spécifiques de la construction d’unetelle installation augmentent avec le temps : salaires,ingénierie, matériaux (béton, acier, …), énergie. D’autrepart, les caractéristiques techniques des réacteurs eux­mêmes changent : nature des matériaux, redondances,équipements, conceptions de sûreté, …, choix qui peuventaussi induire des délais de construction plus longs.La question du poids relatif entre ces deux phénomènes afait déjà couler beaucoup d’encre et donné lieu à bien desspéculations, notamment, comme aujourd’hui, en périodede construction des premiers réacteurs EPR avec descoûts et des délais qui se sont avérés en Europesignificativement supérieurs à ce qui était initialementprévu. Ces effets sont en très grande majorité liés à laréalisation de têtes de série non seulement techniquesmais aussi organisationnels et industriels. L’enjeuprincipal est de préciser si les coûts du nucléaire croissentde façon générique et irrépressible (comme le suppose parexemple Arnulf GRUBLER dans son article de 2010), ou siles coûts croissent sous l’effet des prix des facteurs et dephénomènes transitoires. Dans ce dernier cas, lesaugmentations nominales récentes n’augurentaucunement de dérives structurelles.Ainsi, cet article a pour objectif de positionner les deuxeffets à partir des données fournies par le rapport de laCour des comptes de 2012 et de proposer, pour les futuresétudes prospectives, les bases d’une approche plusrationnelle des différents effets : conditions économiques,gains de productivité et complexification.

Données sur les coûts de construction passésLe rapport [1] de la Cour des comptes de janvier 2012 surles coûts de la filière électronucléaire française fournit ungrand nombre de données historiques vérifiées sur ledéploiement et l’exploitation de la filière REP.Notamment, les coûts de construction observés sur les 58réacteurs du parc actuel y sont précisés en monnaiecourante et en monnaie constante par l’application d’unindice, celui des prix du PIB est retenu par la Cour.Pour faire la part des choses entre les effets des conditionséconomiques et ceux de l’évolution des spécifications deconception et réalisation, l’étude porte sur les coûtsdirects de construction qui couvrent les dépenses enmatériels et travaux. Les autres coûts, indirects,concernent les études d’ingénierie, les frais de maîtrised’œuvre et maîtrise d’ouvrage ainsi que les fraisfinanciers pendant la construction. Pour le parc actuel, lerapport de la Cour des comptes ne mentionne que lesmontants globaux de ces coûts indirects, ce qui ne permetpas d’en faire une analyse précise.Les effets du programme de réalisationLes coûts observés intègrent des optimisations liées auprogramme de réalisation de la filière :• Le premier effet bénéfique est la duplication d’unitéssur un même site afin de mutualiser les infrastructures.• Le second effet concerne l’augmentation de la taille desunités au fur et à mesure du déploiement du parc (900MW pour les paliers CP0 et CPY, 1300 MW pour le palierP4 et 1450 MW pour le N4).• Enfin un troisième effet, de série, au sein de chaquepalier qui, après avoir fait face à des effets de tête de série,a bénéficié ensuite de gains de productivité en lien avec

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les mises en construction rapprochées (notamment pourles paliers les plus longs).Afin d’obtenir des résultats exploitables dans un pluslarge domaine de comparaison, notamment avec desestimations et publications internationales, nous avonscorrigés les valeurs observés pour revenir à un coût debase en Euros par MW installé. Le coût de basecorrespond à un réacteur de 1500 MW «de référence»construit seul sans effet négatif de tête de série ni effetpositif de série et sur un site de caractéristique moyennepour son aménagement (hors variation due au type desol, à la situation en bord de mer ou de rivière, …). Lecoût de base sous­entend tout de même que l’organisationindustrielle de la filière est en place avec, ce qui est le casfrançais, une unicité de l’opérateur, une concentration desintervenants et une recherche de la standardisation.Cette correction des coûts de construction observés vise àreconstruire, sur la base des observations réelles, cequ’aurait été l’évolution du coût de ce réacteur deréférence de 1500 MW, référence certes théorique car tousles opérateurs cherchent à maximiser les optimisationsd’un programme de réalisation, mais référence quipermet de séparer les variables dans les analysescomparatives. Cette notion est similaire à celle de lacomptabilité nationale qui s’attache à suivre l’évolutiondes prix d’un produit le plus stable possible. Lesméthodes présentées dans l’ouvrage «L’économie del’énergie nucléaire» [2] ont été utilisées pour corriger leseffets de duplication sur un même site (ratios donnésdans l’ouvrage), l’effet de taille (exposant de 0,6 sur lerapport des tailles) et l’effet de série (+35% pour la tête desérie du palier, le coût de base pour la seconde réalisation,puis ­1% à chaque unité du palier par rapport à laprécédente). En l’absence de données détaillées, leséventuels effets de sites plus ou moins faciles à aménagern’ont pas été traités.En gommant les disparités du programme de réalisation,le coût de base représenté en rouge sur le graphiquesuivant en Euros courants est naturellement supérieur aucoût observé sauf dans le cas des têtes de série de chaquepalier où la correction retire les surcoûts de tête de série. Ilreprésente l’évolution du coût de notre réacteur de 1500MW de référence décrit plus haut, recaléesystématiquement sur les réalisations réelles.

Le passage à des valeurs en Euros constantsDans son rapport, la Cour des comptes a mis tous lescoûts de la filière aux conditions économiques de 2010,nous avons gardé cette même date de référence, enretenant l’indice des prix du PIB, c’est­à­dire de la valeurajoutée nationale. Le graphique suivant complète cesvaleurs (courbe bleu) par celles, corrigées des effets duprogramme de réalisation (courbe rouge). Pour prendreen compte la répartition dans le temps des dépenses deconstruction, l’hypothèse d’un positionnement dubarycentre des dépenses 3 ans avant la mise en service aété retenue.

L’indice des prix du PIB est utilisé par la Cour pourcorriger l’évolution du PIB des effets de l’inflation. Cechoix est très cohérent avec la mission de la Cour, quiveille au bon usage des deniers publics : une référenceunique pour tous les projets étudiés y trouve sa pleinejustification. Mais pour l’analyste économique, il y a lieude comparer les résultats obtenus avec cet indice parrapport à ceux que donneraient des indices de prix (oudéflateurs) les plus adaptés au sujet étudié.Ainsi, l’indice de prix du PIB évolue­t­il principalementen fonction du prix des facteurs travail et capital (quiconstituent la valeur ajoutée) et de la productivité del’économie. Mais cette productivité, qui porte donc ici surune valeur ajoutée (le PIB) n’est certainement pas ipsofacto pertinente pour déflater des agrégats tels que desréacteurs nucléaires. D’une part, la productivité du travailne se positionne pas sur les mêmes tendances quel’ensemble de l’économie (notamment au vu des effectifssur les chantiers), d’autre part, les réacteurs ne sont pasconstitués que de valeur ajoutée générée sur sol français(par exemple, certaines ressources utilisées en fortesproportion dans le type d’ouvrage étudié, notammentl’acier).Les graphiques suivants donnent la comparaison avec unautre indice, celui des Travaux Publics, utilisé pour testerla robustesse d’une interprétation de dérive des coûts dunucléaire. Dans sa composition, l’indice TP01 prend encompte des natures de dépenses en matériaux et mains

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d’œuvre plus proche de celles rencontrées sur laconstruction des réacteurs. Par rapport à l’indice des coûtsde la construction qui est également souvent utilisé dansle domaine des ouvrages standards, l’indice TP01correspond plus à la réalisation d’ouvrages importantsréalisés à faible cadence.Cet exercice de comparaison est mené pour apprécier lasensibilité aux conditions économiques sans conclure surla pertinence de l’un ou l’autre des indices, conclusion quine pourrait résulter que d’une analyse très fine del’évolution des coûts par nature de dépense.

Sur la période considérée, l’indice TP01 progresse enmoyenne de 5,1% par an. La composante «travail» joue unrôle important, ainsi que les matériaux. De plus, laproductivité apparaît plus faible dans ce secteur que dansd’autres comme les services. La dérive du coût de base(courbes rouges des graphiques) est alors de 1,1 % si lacourbe de tendance est tracée sur l’ensemble du parc.Cette tendance est fortement influencée par les coûtsparticulièrement bas des 3 premières paires de réacteurs(palier CP0) par rapport aux autres réacteurs, notammentdans un contexte de tout début du déploiement de lafilière. Cette situation est souvent décrite comme larésultante d’un effort particulier fait à l’époque dulancement des premiers contrats programme REP parFramatome. Le marché a ensuite changé, et les prix ontmonté avec les tranches du CP1. Cette évolution du débutde l’histoire des REP en France est majoritairement due àun effet de marché, nous avons donc supprimé del’analyse les premiers réacteurs. Le constat devient alorsune évolution du coût de base des réacteurs de 0,3% par

an en plus de l’indice TP01 sur les 52 derniers réacteursconstruits.InterprétationIl y a donc bien, suivant l’indice d’évolution desconditions économiques retenu, une augmentation plusou forte mais graduelle dans le temps du coût du réacteurde référence. L’évolution de la complexité des réacteursau fur et à mesure du déploiement du parc est réelle, ellea été analysée dans divers publications et notammentl’article de Georges Moynet en 1984 [3], elle estprincipalement liée :• Au renforcement continuel des procédures d’assurancede la qualité, des exigences de sûreté et des contraintesréglementaires.• A la prise en compte du retour d’expérience conduisantà anticiper dans la conception de base un domaine desituations de plus en plus large.• A une réduction de la mutualisation entre réacteurs(séparation des salles des machines, …) et à des coûts desite de plus en plus élevés (les plus propices ayant étéexploités en premier).• Aux modifications des modes de fonctionnement pourune adaptation au suivi de charge.L’analyse de sensibilité sur l’effet des conditionséconomiques montre que l’évolution du coût du réacteurde référence a été, dans le contexte de l’organisationindustrielle française, contenu. L’augmentation de lacomplexité n’a pas entrainé d’augmentation de coûtd’ampleur notable, ce qui signifie aussi qu’elle a, grossomodo, absorbé les gains de productivité faits par ailleurs.Il n’y a donc pas, dans le cas de la France, de dérive forteet incontrôlée qui pourrait être qualifiée «d’apprentissagenégatif», comme voudrait le faire croire l’article d’ArnulfGRUBLER en 2010 [4]. Cette maîtrise des coûts estcertainement à mettre à l’actif de l’organisationindustrielle mise en place pour le déploiement de lafilière.Bien entendu, cette étude ne saurait concluredéfinitivement ce point. Pour cela il faudrait testerd’autres déflateurs, voire construire un déflateur dédié(comme le font les économistes de l’INSEE).Il faudrait aussi identifier précisément et quantifier leseffets des changements de concepts, dont les implicationsen termes de durées de construction sont significativesbien qu’une part d’entre elle, si ce n’est l’essentiel, esttransitoire comme les délais de construction des réacteursdu palier N4 l’ont montré.Quelles transpositions pour les coûts futurs ?L’extrapolation à des coûts de construction(1) complets etaux contions économiques de 2010 a été faite en ajoutantla part des coûts indirects (taux de 14% observé

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globalement sur le parc) et au moyen des deux méthodes :prix du PIB plus 2,6% par an d’augmentation de lacomplexité et indice TP01 plus dérive de 0,3% par an(valeurs correspondant aux courbes de tendance desgraphiques présentés précédemment). La fourchetteglobale est centrée sur 2,5 M€2010 par MW et couvre unintervalle de fait assez large de 1,7 à 3,3 M€2010 par MW,intervalle obtenu par extrapolation suivant les deuxméthodes des courbes enveloppes des coûts observés.Les estimations fournies par les différents pays dans lecadre de l’étude AIE/AEN de 2010 sur les coûts deproduction de l’électricité donnent une fourchette de 1,1 à4,1 M€2010 par MW (les valeurs basses sont celles de laCorée du Sud et de la Chine). La valeur fournie, àl’époque, par France était de 2,7 M€2010 par MW. La valeurmoyenne sur l’ensemble des pays était de 2,8 M€2010 parMW. La valeur centrale de 2,5 M€2010 par MW obtenuepar extrapolation des coûts historiques est proche de cesvaleurs, même si elle ne peut être valablement extrapoléehors de France sans de fortes précautions.La confrontation de ces résultats avec les coûts observésdes EPR en cours de construction apportera beaucoupd’enseignements mais elle ne peut pas être valablementmenée à partir les informations disponibles à ce jour. Unepremière approche des effets de tête de série est donnéedans le rapport de la Cour des comptes par l’analyse descoûts de construction des réacteurs N4 dont les coûts dela tête de série, Chooz, ont été supérieurs de 50% à ceuxdes réacteurs suivants (Civaux) mais les conceptions deréacteurs, les contraintes réglementaires et les contextesindustriels sont différents pour l’EPR. Les réacteursOlkiluoto 3 et Flamanville 3 sont tous les deux des têtesde série, et devront être analysés en tant que tels en détail,notamment en faisant la part des choses entre les effetssur les coûts direct, ceux en lien avec les perturbations dechantier induites et, d’autre part les effets sur les coûtsindirects. L’observation des durées de construction desEPR de Taishan, significativement réduites par rapport àOlkiluoto et Flamanville (environ de moitié) laissesupposer que les effets de tête de série sont importantsmais cela doit être confirmé par une analyse des aspectsorganisationnels des chantiers et une comparaison entermes économiques entre, notamment, les différentsconcepts de réacteurs (ils ne sont pas identiques), lessupply chain, les exigences des Autorités de Sûreté etleurs modalités de traitement, les contraintesréglementaires.ConclusionL’analyse des coûts historiques du parc français existantmontre que, pour répondre aux besoins d’étudesprospectives, les projections doivent prendre en compte :• A la base une évolution la plus adaptée possible desconditions économiques des natures de dépenses,matériels et travaux. Ainsi, l’indice TP01 qui représente le

secteur d’activité de la construction et l’indice des prix duPIB retenu par la Cour des comptes dans son rapport dejanvier 2012 permettent d’encadrer le domaine desensibilité de ces conditions.• Les gains de productivité qui existent par optimisationà la conception ou en méthode de réalisation et par effetde série en fonction du degré de standardisation retenuau niveau de la filière.• Et enfin l’accroissement de la complexité desinstallations dont on ne peut savoir actuellement à quelniveau il se situera pour la nouvelle génération deréacteurs EPR(2) .La présente étude montre que, en ce qui concerne lesréacteurs à eau de seconde génération, la dérive du coûtde construction des réacteurs par la complexité desinstallations et les contraintes de réalisation a étécontenue dans l’organisation industrielle française. Cerésultat, rapporté à l’accalmie des prix observée depuis2010 (après une période de très forte hausse) sur lesmarchés technologiques ainsi que sur une bonne part desmatériaux impliqués dans la construction des réacteurs,pourrait déboucher sur une stabilisation des coûts.Le changement de génération de réacteurs en cours induitde nouvelles hausses. L’étude du passé laisse penser queles réacteurs suivants seront significativement moinsonéreux que les têtes de série en cours de réalisation. Parcontre, une prospective précise en la matière est encoredifficile : les constats sur les réalisations sont partiels etpeu détaillés à ce stade, les exigences réglementaires nesont pas complètement stabilisées, les organisationsindustrielles ont évolué, des nouvelles technologies sontmises en œuvre après des phases de développementpréalable de plus en plus courtes, les équipes et lesentreprises évoluent de plus en plus rapidement et lesvisions programmatiques sont moins précises.Références bibliographiques[1] : Cour des comptes, Rapport public thématique sur les coûtsde la filière électronucléaire, janvier 2012.[2] : Evelyne BERTEL et Gilbert NAUDET, L’économie del’énergie nucléaire, Editions EDP Sciences, collection GénieAtomique, 2004.[3] : Georges MOYNET, Evolution du coût de l’électricité enFrance au cours des dix dernières années, Revue GénéraleNucléaire, 1984 N°2 mars­avril.[4] : Arnulf GRUBLER, The cost of the French nuclear scale­up :A case of negative learning by doing, Energy Policy, 2010.[5] : Frédéric LEGEE, Jean­Guy DEVEZEAUX, ThierryDUQUESNOY, Gilles MATHONNIERE, CEA/DEN/I­tésé,Enjeux économiques de l’énergie nucléaire, Revue GénéraleNucléaire, 2012 N°2 mars­avril.

(1 ) Le lecteur intéressé par l’ impact de l’évolution des coûts de construction

sur le coût de production de l’électricité trouvera des éléments de réponse

dans l’article de l’I-tésé [5] paru en mars 2012 dans le Revue Générale

Nucléaire.(2) Une autre cause d’accroissement de la complexité réside dans les effets

des mesures post-Fukushima qui ne sont pas complètement stabilisées.

13Printemps 2013 ­ Numéro 18 La lettre de l'I­tésé

Eclairages

Batteries et piles à combustible : de fortescomplémentarités pour les usages envéhicules électriquespar Alain LE DUIGOU, Aimen SMATTI,I­tésé

L’association de deux technologies de stockage d’énergie pour les véhicules électriques, les

batteries d’une part et les piles à combustible et réservoir d’hydrogène d’autre part, permet des

gains sensibles en termes de coûts des déplacements au moyen de ce type de motorisation.

Aujourd'hui principalement consommatrice deproduits dérivés du pétrole, la mobilité devrait fairel'objet de profonds bouleversements dans les décennies àvenir. Une première analyse globale des impactscombinés des distances annuelles parcourues, desautonomies et des coûts (€/kWh) des batteries, ainsi quedes coûts des piles à combustible (€/kW), avait en 2011permis de dégager des tendances fortes sur les limitesd’utilisations et de compétitivités respectives en CTP(Coûts Totaux de Possession) des différents systèmes(lettres I­tésé N° 14 et 15) : la mobilité électrique devientrentable pour des coûts faibles de batteries, plutôtinférieurs a 200$/kWh, mais en revanche, le prix del’électricité n’a que peu d’impact sur le cout total desdéplacements. Côté hydrogène et piles à combustible, ona une très forte sensibilité du coût des piles a combustiblesur le prix admissible de l’hydrogène a la pompe, environ12€/kW pour 1€/kg.Une récente étude a été élaborée afin de comparer lesperformances et les coûts de véhicules du futur équipésde diverses motorisations, en améliorant sensiblement laprécision des données et les projections à l’horizon 2030des performances et coûts des systèmes et carburants :CTP complets, classes de véhicules légers, architectures demotorisations, évolutions prévisibles des prix descombustibles (essence, gazole, électricité, hydrogène), descomposants batteries (€/kWh), piles à combustible (€/kW– stack d’une part et système d’autre part), moteurs (àcombustion interne et/ou électriques), évolutions desconsommations. Il s’agit plus précisément de lacomparaison des véhicules électriques ­ véhiculeshybrides rechargeables (VHR), véhicules électriques àbatterie (VEB), véhicules à hydrogène (VH2) et lesvéhicule électriques avec range extender (RE­EV) – avecles véhicules classiques équipés d’un moteur àcombustion interne (MCI).

L’analyse a montré le rôle important des véhiculeshybrides rechargeables ou avec range extender, quioffrent une économie et des capacités supérieures au VEpur entre 2010 et 2030. Un résultat central est que, comptetenu de nos hypothèses, les coûts de possession del’ensemble des véhicules seraient assez voisins à l’horizon2020­2030. Ce sont d’autres critères que le coût quidétermineront les choix d’équipements. Ce qui devra êtrenuancé en fonction des « spectres » de mobilité desdifférentes classes d’utilisateurs (flottes captives parexemple), des possibilités de recharges, descomportements…Par ailleurs, les véhicules à hydrogène sont susceptiblesd'offrir de solides arguments économiques en 2030, àcondition que les coûts des piles à combustible atteignentun coût unitaire de production de 50€/kW en 2030, et quela disponibilité de l'hydrogène à faible coût (à 5€/kg en2030) soit également réalisée. Si les coûts sont plus élevés,les coûts de possession des véhicules H2 sont susceptiblesd'être semblables aux hybrides rechargeables ou aux RE­VE.

Schéma des motorisations classique, électrique à hydrogèneseul et à batterie et range­extender hydrogène

La lettre de l'I­tésé ­ Numéro 18 ­ Printemps 201314

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Le cas des véhicules hybrides rechargeables avec range­extender hydrogène est quant à lui particulièrementintéressant. En effet, le rechargement en continu de labatterie par la pile à combustible ne nécessite, enassignant la partie « puissance » à la batterie, qu’undimensionnement limité de la pile à des valeurs au moins3 fois inférieures à celle nécessaire en architecture pile àcombustible seule : la valeur maximale nécessaire nedépend alors que de la vitesse moyenne du véhicule, etpeu des pics de puissance qui ne sont que rarementnécessaires.La figure ci­dessous matérialise ce gain en terme de prixadmissible de l’hydrogène à la pompe (utilisation dumodèle TrHyBaL®), en fonction de divers coûts debatteries (en €/kWh), et montre également l’existenced’optima d’autonomie des batteries : le calcul est fondésur la distance et la segmentation moyennes deskilométrages parcourus en véhicule léger particulier enFrance, et traduit ainsi le surcoût que peut entraîner unsurdimensionnement de batterie pour un usage annuelmoyen donné (usage limité des kWh « en trop »). Ilapparaît en effet raisonnable de se cantonner dans descapacités de l’ordre de 60 km, selon les cas.

Prix objectif de l'hydrogène (€/100 km)Pile de 25 kW en RE, 40€/kW, 15000km/an, sur 10 ans, tauxd'actualisation 5%On peut citer le cas d’une Kangoo ZE récemment équipéepar l’entreprise SymbioFuelCell d’un range­extenderhydrogène qui en double l’autonomie avec un réservoirde 1,5 kg d’hydrogène et une pile à combustibleGENEPAC d’une puissance de … 5 kW seulement, pourdes trajets de livraisons en milieu urbain et périurbain.Bien entendu, ces résultats peuvent être sensiblementdifférents en fonction des politiques gouvernementales :taxes, subventions ou pénalités à l’achat notamment.

15Printemps 2013 ­ Numéro 18 La lettre de l'I­tésé

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How U.S Fracking Hits Europe's ClimateGoalspar Anton BERWALD,

I-tésé

“Are we entering a golden age of gas ?” the IAE asked in its special report in the World Energy

Outlook 2011 , referring to the shale gas boom in North America and the worldwide expansion of

LNG trade. The answer for Europe is certainly “no”. Instead, a kind of golden age of coal can be

observed in several European countries, strongly contradicting European climate goals. Policy

makers should carefully decide upon appropriate instruments to reach the climate action

objectives, better taking into account global trends.

Climate­Related Budget in the EUOn 8th of February 2013 the European Council agreed onthe Multiannual Financial Framework (MFF) for theperiod of 2014­2020 and confirmed that at least 20% of the€960 billion will go to climate­related actions. The currentproportion lies around 5­7%. On March 13th the EuropeanParliament, another legislative organ, rejected theCouncil’s conclusions in their current form, such that thebudget will have to be renegotiated in the course of thisyear. However, it is not the budget share of climate­related actions that is behind the disagreements, butrather some unpaid bills from the past.The signal from the European Council shows thatreinforcing Europe’s climate policy and paving the wayfor the ambitious 20/20/20 targets and the EnergyRoadmap 2050 are on top of the agenda. Yet, the successof such policies will depend largely upon how effectivelythe money will be invested and which roadmaps othernations will follow. It is therefore crucial to createincentive compatible frameworks and to take into accountdecisions being made outside of Europe. In this respect,the currently observed “revival” of coal in Europe has tobe seen as a lesson from which policy makers shouldlearn.Roots of the RenaissanceThis renaissance has its origin outside of Europe. Over thelast decade, the United States have largely invested intohydraulic fracturing (fracking) and experienced anunexpected shale gas boom. As a consequence, local gasprices decoupled from the global oil price and dropped toa 10 year low level in all the sectors, as shown in thegraph below. Oil and coal can easily be shipped andtherefore underlie world­market prices. In contrast,liquefying and transporting U.S. gas overseas is still costly

and politically controversial, since it could raise local gasprices. For these and other reasons the cheap gas from theU.S. has not found its way to the old continent yet.

From 2005­2011 the U.S. primary energy production fromnatural gas increased by 26%, while the contribution ofcoal decreased by 5%. Although it is true that coalproduction in the U.S. started to decrease when shale gasbecame popular, the crowding out effect has not beenvery large. Instead, the coal is shipped (and burnt)somewhere else. U.S. coal exports increased by 155%from 2005­2011 and continue to do so. From January toSeptember 2012, coal exports from the U.S. to Europeincreased by 29.4% as compared to the same period in2011. France’s imports of U.S. coal increased by 13%,Germany’s by 21.5% and UK’s by 72.8%. China importedmore than twice the amount of coal from the U.S. in thefirst three quarters of 2012 than during the same timeframe the year before. In 2011 more than half of the U.S.coal exports went to Europe. Having in mind that coal isthe most polluting source of electricity, these figures seemto contradict Europe’s political commitment todecarbonise its economy.

17La lettre de l'I­tésé ­ Numéro 18 ­ Printemps 201316

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Why did this happen?There are at least three main reasons for thisphenomenon. First, coal and gas are vital for Europeanutilities and it is their relative price which determines thepreferred fuel. Many European countries depend on long­term gas contracts with the world’s biggest gas producerGazprom and have to pay up to three times the U.S. price.In Europe, coal is simply cheaper than gas at the moment.If fracking remains controversial and Gazprom does notrenegotiate its oil indexed contracts, coal is supposed tokeep its position for some years.Second, the EU Emissions Trading System (EU ETS) doesnot send the price signal that would be necessary toreduce the share of coal in the European energy mix.While the price of CO2 fluctuated around €7/ton in theend of 2012, it dropped to €2.81/ton on 24th of January2013, after the energy and industry committee of theEuropean Parliament disagreed to delay the release of900m future permits – a vote that was not even legallybinding. In February and March the price converged toabout €4/ton. The auctioning mechanism, which wasintroduced as a part of Phase III in the beginning of theyear will only work in favour of the European climategoals, if an adequate amount of permits is in circulation.On February 19th the environmental committee of the

European Parliament made a first step into this directionand allowed the EC to reduce the amount of permits inthe following three years.Third, some EU environmental regulations create adverseincentives in the short run. The Large Combustion PlantDirective (LCPD) which came into effect in January 2008set new limits for SO2, NOx and dust particulates thatcoal or oil­fired plants are allowed to emit. Several plantsnot being able to commit to the new standards are optingout by the end of 2015. This directive will be replaced bythe stricter EU Industrial Emissions Directive (IED ­2010/75/EU) in 2016.According to the LCPD and the IED, large combustionplants have either to shut down their facilities or to meetthe new environmental standards. If a utility decides toclose a large combustion plant, it is given a certainamount of operating hours, which constitutes anincentive to burn as much coal as possible in theremaining time. This kind of behaviour could beobserved in the U.K., for example, where the share of coalin the electricity generation mix grew from 23% in thethird quarter of 2011 to 35% for the same period in 2012.The increased coal use in the U.K was additionally fuelledby the anticipated national carbon floor price that will beintroduced in April 2013.

17 Printemps 2013 ­ Numéro 18 ­ La lettre de l'I­tésé 17

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A Record with Side­effectsAnother example where an increase in the share of coalin the electricity generation mix could be observed isGermany. Despite the shutdown of eight nuclear powerplants in 2011, German utilities exported more power in2012 than ever before. With its decision to phase outnuclear power until 2022, the country is heavily investinginto renewable energies in order to realise its ambitiousEnergiewende. However, as renewables have priority inthe merit order, they are displacing gas and not coal forthe time being. Furthermore, because the variable costs ofrenewables are close to zero, an increased share ofrenewables in the mix translates into a low electricityspot price on the power exchange. This trend directlyaffects Germany’s neighbours such as the Netherlands.Since importing electricity from Germany was oftencheaper than running Dutch gas turbines last year,electricity exports from Germany to the Netherlandsincreased by almost 140% in 2012 as compared to 2011.

According to Anne­Sophie Corbeau, senior gas analyst atthe IEA, “we are in the dark ages of gas in Europe andhave some kind of golden age of coal”. Whether thistrend will continue in the mid or long­term will dependon the future carbon price and the enforcement of stricterenvironmental regulations on combustion plants. Ahigher permit price would decrease the competitivenessof coal and make cleaner energies more attractive. Stricteremission regulations force utilities to adapt to newstandards or to shut down old power plants otherwise.Turning away from coal and accepting a higher share ofgas might be better for Europe’s carbon footprint, but itcould also leave an important mark on consumers’electricity bills, which are already rising due to subsidiesfor renewables.Appropriate InstrumentsAll in all, as soon as the European legislation finds anagreement on the Multiannual Financial Framework for2014­2020, Brussels will have to face very challenginginvestment decisions when it comes to the climate­

related budget for the upcoming years. In its conclusionsfor the MFF from the 7/8.02.2013 the European Councilstates that: “Climate action objectives will represent atleast 20% of EU spending in the period 2014­2020 andtherefore be reflected in the appropriate instruments toensure that they contribute to strengthen energy security,building a low­carbon, resource efficient and climateresilient economy that will enhance Europe'scompetitiveness and create more and greener jobs”(1) .How exactly these appropriate instruments will look likeremains to be seen. In order to be successful, however,they have to take into account global trends and toanticipate and prevent possible adverse effects.

Sources:U.S. data from the EIA. ; U.K. data from the DECC. ; Germandata from the Statistisches Bundesamt. ; The Economist:Europe’s dirty secret ­ The unwelcome renaissance (Jan 5th2013)(1 ) European Council, Brussels, 8 February 20103, EUCO 37/1 3, p. 6.

Automne 2011 ­ Numéro 14 ­ La lettre de l'I­tésé 1818 La lettre de l'I­tésé ­ Numéro 18 ­ Printemps 2013

Brèves

Mettre l'innovation surla trajectoire dufacteur 4 : étude de cassur la mobilité solaireen 2030Nathalie POPIOLEK,

I­téséChanger de paradigme : Faire le plein lorsque l'onest à l'arrêt et non s'arrêter pour faire le plein !

Image : Électricité issue du solaire & électro­mobilité, site :http://www.juwi.fr/nos_energies/eco_mobilite.htmlCette brève résume une partie d’un travail effectué dansle cadre du projet POLINOTEN(1) cofinancé par l’Agencede l’Environnement et de la Maîtrise de l’Energie(ADEME) et dont l’objectif est d’évaluer l’efficience despolitiques de développement des nouvelles technologiesde l'énergie en s’attachant tout particulièrement auconcept de la voiture électrique couplée au solairephotovoltaïque intégré au bâtiment, à l'horizon 2030. Leprojet est coordonné par l’I­tésé et se situe dans leprogramme «mettre l’innovation sur la trajectoire dufacteur 4» de l’ADEME. Outre l’I­tésé, il regroupe lespartenaires suivants : l’Institut National de l’EnergieSolaire (INES) du Commissariat à l’Energie Atomique etaux Energies Alternatives (CEA), le Centre Scientifique etTechnique du Bâtiment (CSTB), l’IFP Energies Nouvelles(IFPEN) et l’Institut de Management de la Recherche etde l’Innovation (IMRI) de l’Université Paris Dauphine.

Le détail du travail effectué a faitl’objet d’un article co­signé avecdes membres de l’équipe projet.L’article est publié dans le numéro611 de janvier­février 2013 de laRevue de l’énergie aux pages 449­466. Le projet n’est pas terminé et larecherche se poursuit afin de mieuxcaractériser encore les politiquespubliques à déployer pour diffuser cette innovation dansde bonnes conditions économiques et environnementales.

LLeess mmeemmbbrreess ddee ll''ééqquuiippee dduu PPrroojjeett PPOOLLIINNOOTTEENNCSTB : Frédéric Bougrain, Daniel Quénard, MatthieuCosnier,IFPEN : Simon Vinot, Jean­François Gruson,IMRI /Dauphine : Emilie­Pauline Gallié, Michel Poix,INES : Franck Barruel, Olivier Wiss,I­tésé : Nathalie Popiolek (coordinatrice du projet),Françoise Thais, Séverine Dautremont (à venir)

La mobilité solaire, qui allie la technologiephotovoltaïque et le véhicule électrique, attire l’attentiondes politiques dans la mesure où elle peut contribuer à lafois à améliorer le bilan CO2 des secteurs transport etrésidentiel et à dynamiser l’économie nationale. Cesobjectifs ne devraient être atteints que si certainesconditions sont vérifiées. Le déploiement d’un couplageintelligent du véhicule électrique avec le réseau,permettant de lisser la pointe de consommation grâce àl’utilisation des capacités de stockage de la batterie duvéhicule et à un bon pilotage de sa recharge, semble êtreune direction judicieuse à suivre pour diminuer lesémissions de CO2. Par ailleurs, il faut prendre garde àlocaliser sur le territoire une grande partie de la chaîne devaleur des industries associées afin que les aidesapportées à l’innovation ne bénéficient pasprincipalement à d’autres pays comme cela est le casactuellement pour la fabrication des panneauxphotovoltaïques. Il convient de veiller aussi à ce que cetteinnovation soit acceptée par le public et s’intègre dans lesnouveaux usages de mobilité. Pour apporter un éclairagepartiel, mais néanmoins instructif, sur ces questionsdifficiles, l’angle d’approche du travail effectué est celuide l’étude de différents cas projetés en 2030 où la mobilitésolaire est intégrée à une maison individuelle dont on asimulé les consommations électriques des habitants(équipements, mobilité) avec une fourniture d’électricitéapportée soit par les panneaux photovoltaïques installéssur le toit, soit par le réseau. Dans la majorité des casétudiés, la voiture électrique peut restituer son énergiepour satisfaire une partie de la demande deséquipements de la maison (notion de Vehicle to Home :V2H). Les simulations montrent que, dans un cadred’hypothèses pour 2030 assez conservateur par rapportaux données actuelles caractérisant les technologiesétudiées et leur contexte, et en supposant que la parité

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Brèves

réseau de l’électricité photovoltaïque est atteinte à cethorizon, la mobilité solaire est intéressante relativement àune mobilité essence hybridée performante, et cela dudouble point de vue économique et environnemental(bilan CO2 et coût différentiels). Ce double bénéficedevrait être renforcé avec des hypothèses intégrantdavantage les progrès technologiques attendus àl’horizon 2030 tant au niveau du système photovoltaïque,du véhicule électrique et de sa batterie que pour laconnexion au réseau via une borne de recharge norméepouvant échanger des informations entre le gestionnairedu réseau et l’utilisateur du véhicule.Du point de vue économique, il s’avère par exemple quel’amortissement de l’investissement pour les panneauxsolaires photovoltaïques et pour le véhicule électrique estd’autant plus fort que ce dernier roule beaucoup puisque,contrairement au véhicule hybride consommant del’essence, les charges variables sont très faibles et les coûtsfixes sont amortis sur un plus grand nombre dekilomètres… Si l’on réfléchit à une dissémination grandeéchelle de cette innovation, il conviendra de trouver unbon arbitrage entre kilomètres parcourus et temps àl’arrêt pour la recharge de manière à ne pas surcharger leréseau mais au contraire à lui apporter un soutien. Il nefaudrait pas non plus augmenter le nombre total dekilomètres parcourus par les français : c’est un des enjeuxforts pour que la trajectoire de ce secteur soit compatibleavec l’atteinte du facteur 4 en 2050. Les outils pour yparvenir existent tels qu’un aménagement limitantl’étalement urbain afin de préserver les surfaces agricoles,la forêt et les espaces verts, aménagement raisonné coupléà de nouvelles formes de mobilité renforçant l’usage parauto­partage du véhicule électrique.Par ailleurs, étant donné le dimensionnement despanneaux photovoltaïques sur le toit permettant à lamaison d’être à « électricité positive » avec les besoins demobilité, les simulations sur les cas montrent que si, enmoyenne sur l’année, la production photovoltaïque estlargement supérieure à la consommation, à pas de tempsplus réduits comme le mois et a fortiori la journée, il estnécessaire d’avoir recours au réseau notamment l’hiver.Selon les cas étudiés, entre 30% et 60% de l’électricitéconsommée annuellement par les équipements de lamaison et le véhicule provient du réseau (cf. figures n°1 etn°2). On peut déjà conclure que, si l’on veut diffuser lamobilité solaire sur tout le territoire, il faudra viser, àéchelle journalière, une meilleure adéquation entre laproduction et la consommation. Cela passe par uneamélioration de la capacité de stockage de la batterie duvéhicule certes, mais aussi par un meilleur dialogue entrela borne de recharge (reliée au réseau et à la maison) et labatterie du véhicule, dialogue pouvant être facilité parune normalisation adéquate.On notera également qu’une autre information critiquepour une bonne gestion d’énergie est l’heure souhaitée ou

impérative de remise à disposition du véhicule aprèsrecharge. Cette information ne pouvant être fournie quepar l’usager, des conditions tarifaires peuvent être misesen place afin d’inciter l’usager à «jouer le jeu» : un usagerpressé devrait payer plus cher !

Figure n°1 : Provenance de l’électricité fournie au véhiculeélectrique et aux équipements de la maison (près de 4000kWh/an) pour l’un des cas étudiés : sud de la France, rechargede la batterie possible à domicile et au travail, distancequotidienne domicile travail de 16 km (sources : RapportPOLINOTEN, juillet 2012)

Figure n°2 : idem figure n°1 mais pour le nord de la France(réseau domicile plus sollicité)

(1 ) Politique d'innovation en faveur des technologies énergétiques

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Actualités scientifiquesVie de l'unitéManifestation SFEN Section Economique (ST8) «Lerenouveau du nucléaire au Royaume­Uni et lesréformes du marché de l’énergie : perspectives etexemplarité pour l’Europe»Dans le cadre de la section Technique n°8 de la SFEN, uneconférence le 12 décembre dernier a réuni unecinquantaine de personnes sur un sujet d’actualité «Lerenouveau du nucléaire au Royaume­Uni ». Pour débattreet faire le point sur ce thème, la ST8 avait fait appel àplusieurs personnalités comme M. Frédéric Mayouxd’EDF, M. Claude Crampes Economiste ­IDEI ToulouseSchool of Economics, M. Fabien Roques, Directeur «European Power au CERA et M Jean­Marc Capdevila,Conseiller Nucléaire du CEA à l’Ambassade de France auRoyaume­Uni.L’introduction de la table ronde qui clôturait cettemanifestation a été réalisé par Mme Maïté Jaureguy­Naudin, Directrice du Centre Energie de l’IFRI, tableronde animée par M. Yves Giraud Chef Economisted’EDF/DPI.Le projet de réacteurs au Royaum­Uni avance maintenantrapidement. EDF négocie avec le gouvernement le tarifd’achat des kWh nucléaires qui pourrait se situer dansune zone proche des EnR les plus compétitives. Ladécision de lancer le projet devrait intervenir au cours du1er semestre 2013.Les Rencontres de l'I­tésé

Dans le cadre des «Rencontres del’I­tésé», le 25 janvier dernier, JanHorst Keppler, Professeur enéconomie et Conseiller à l’Agencede l’énergie nucléaire de l’OCDE aprononcé une conférence sur lethème : «Nuclear and renewables :system effects in integratedelectricity systems».L’ouvrage de l’AEN qui y étaitprésenté est un des meilleursexemples actuels de mise enévidence des coûts de systèmes des différents types deproduction d’électricité. Tous les moyens de productionont de tels coûts, mais aujourd’hui ceux des énergiesrenouvelables intermittentes sont plus importants queceux du nucléaire ou des énergies fossiles. Ils se montenten dizaines d’euros/MWh.Participation de l’I­tésé au lancement de l’étudeH2 Mobilité FranceL’I­tésé a participé à une réunion décisionnelle et detravail pour l’étude «H2 Mobilité France», qui s’est tenuele 17 janvier dernier à Paris, organisée par l’AFHYPAC, età laquelle ont participé les nombreuses entreprisesmembres de cette association et impliquées dans le

déploiement de l’hydrogène énergie en France (DGMOVE Europe, DGEC, Air Liquide, Total, CEA, AREVA,Michelin, Linde, Itm Power, Venturi, EdF, Hyundai, GDFSUEZ, BM, Utbm, Intelligent Energy).L’étude «H2 Mobilité France», fondée sur un modèleproche de l’étude H2 Mobility déjà réalisée en Allemagne,a pour objectif d’élaborer, en coopération avec lespouvoirs publics concernés, une vision française de lamobilité électrique hydrogène, et d’estimer lesinvestissements d’infrastructure nécessaires. MarianneJulien, présidente de l’AFHYPAC, en est la coordinatrice,les autres membres du groupe GT3 de l’AFHYPAC pourH2 Mobilité France étant Eric Prades (Air Liquide),Antoine Féral (Michelin), Pascal Mauberger (McPhy), etPhilippe Mulard (Total).Au cours de cette journée, les tenants et aboutissants decette étude ont été présentés par M Julien, après undiscours d’Axel Strang (DGEC) et de Bert De Colvenaer(EU­DG MOVE) ; cette étude fait en effet partie intégrantedu projet Européen HIT (Hydrogen Infrastructure forTransport), et est co­financée par EU­DG MOVE. Le CEAétait représenté par Paul Lucchese et Bernard Frois, etAlain Le Duigou pour l’I­tésé. Un tour de table a permis àchaque partenaire de présenter ses possibles engagementsdans l’étude, et à cet effet l’I­tésé a pu développer lescompétences qui peuvent être apportées : analyses aumoyen des modèles TrHyBaL (fortement soutenu par AirLiquide) pour l’évaluation des coûts totaux de possessiondes véhicules en fonction des segmentations de mobilitésassociées, et MAEL pour la construction de l’équilibreoffre / demande d’un parc électrique qui devrait être deplus en plus sollicité à la fois par les nouveaux usages del’électro­mobilité (recharges des batteries et productiond’hydrogène par électrolyse) et les déploiements d’EnR.Lancement d’une thèse sur les nouvellesapplications du nucléaire et les synergies avec lesautres énergies primaires

Camille Cany a rejoint l’I­tésé enjanvier pour débuter sa thèse surla contribution du nucléaire aunouveau mix énergétique, avecun focus particulier sur lescomplémentarités et synergiespossibles entre l’énergie nucléaireet les autres énergies primaires,en particulier les énergies renouvelables bien sûr. Cettethèse est réalisée en partenariat avec le Laboratoire deGénie Industriel de l’Ecole Centrale de Paris.Projet CLIMIX sur les interactions Energie­Climat­EconomieLe 30 janvier, les partenaires du projet CLIMIX se sontretrouvés pour avancer sur l’organisation du projet. Ils’agissait d’une part de décider des actions conjointes àmener, puis à répartir, entre le LSCE et l’I­tésé et d’autre

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Actualités scientifiquesVie de l'unité

part d’envisager la collaboration d’intervenantsextérieurs.Sa date de démarrage officiel devrait être fixée après le1er avril pour tenir compte de l’arrivée d’un post­doc àl’été, qui a été recruté pour participer au projet pendantun an (sur 18 mois) et qui partagera son temps entre lesdeux laboratoires.Un premier workshop devrait se tenir en juin,regroupant les parties prenantes du projet, spécialistesdes deux thématiques énergie et climat, son objectif étantde chercher à converger vers une culture commune. Desintervenants extérieurs seront invités, parmi lesquelsPaolo M Rutti de l’ENEA, expert en modélisation del’évolution climatique, déjà présent à cette réunion projet.Sa spécialisation, en particulier dans les impacts sur leplan énergétique (biochar, énergie des vagues et desdétroits), etc.., ouvre la possibilité d’une collaborationdans le cadre de CLIMIX, mais également d’autres projetsauxquels I­tésé pourrait être associé.I­tésé dans le débat sur la Transition EnergétiqueDans le cadre du Débat National sur la TransitionEnergétique, il a été demandé à l’ANCRE – AllianceNationale de Coordination de la Recherche pourl'Énergie – d’apporter des éclairages sur les «futurs»possibles pour la France, dans un contexte européenet mondial, en focalisant son approche sur les aspectsscientifiques et technologiques, en particulier lespotentiels associés aux ruptures et innovationstechnologiques.L’ANCRE a ainsi décidé d’étudier 3 scénarioscontrastés d’évolution du mix énergétique français àl’horizon 2025 (2030), puis 2050, lesquels ont pour noms«Sobriété renforcée», «Décarbonisation par l’électricité» et«Vecteurs diversifiés».Un groupe de travail a été constitué, piloté par l' IFPEN,l'Université de Grenoble /EDDEN et I­tésé.Dans ce cadre, l'I­tésé mène plusieurs actions :• Construction de scénarios dans le cadre de l’ANCRE(cf.supra).• Rédaction d’éléments sur les fiches en discussion dansle cadre du Comité d’experts.• Coordination interne et circulation de l’information ausein du CEA.• Organisation d’entretiens entre l’AdministrateurGénéral du CEA et des personnalités extérieures.• Coordination avec les autorités de tutelles (DGEC,CGDD).• Participation à la formation interne CEA.