N03
Un mix composé à 50% de nucléaire et 50% d’énergies renouvelables en 2050
Le scénario N03 est élaboré autour du développement volontariste et diversifié du nouveau nucléaire, avec le lancement d’un programme rapide de construction de nouveaux réacteurs nucléaires de type EPR2, selon un rythme correspondant à la capacité maximale communiquée, à date, par la filière nucléaire (une paire de réacteurs tous les quatre ans à partir de 2035 puis une accélération progressive) et le développement de petits réacteurs modulaires (ou « SMR »). Par ailleurs, l’exploitation du parc nucléaire existant est prolongée le plus longtemps possible.
Le développement des énergies renouvelables se poursuit à un rythme plus modéré que dans les autres scénarios, et ce scénario est celui qui demande le développement de flexibilités le moins important. Ce scénario est caractérisé par un mix de production qui repose à parts égales sur les énergies renouvelables et sur le nucléaire à l’horizon 2050.
Le développement des énergies renouvelables se poursuit à un rythme plus modéré que dans les autres scénarios, et ce scénario est celui qui demande le développement de flexibilités le moins important. Ce scénario est caractérisé par un mix de production qui repose à parts égales sur les énergies renouvelables et sur le nucléaire à l’horizon 2050.
Production installée en 2050
éolien terrestre
43 GW
éolien en mer
22 GW
hydraulique
22 GW
photovoltaïque
70 GW
thermique
0 GW
nucléaire
52 GW
Bioénergies
2 GW
énergies marines
0 GW
Capacités de production (en GW)
Nucléaire
Éolien terrestre
Éolien en mer
Photovoltaïque
Énergies marines
Hydraulique
Bioénergies
Thermique
Le scénario N03 est structuré autour de la trajectoire haute de construction de nouveaux réacteurs. Il repose sur la mise en service de 14 EPR et sur le développement d’autres types de réacteurs tels que les petits réacteurs modulaires (SMR), permettant d’atteindre 27 GW de nouveau nucléaire. En parallèle, la fermeture des réacteurs existants est repoussée au maximum en prolongeant quelques réacteurs au-delà de 60 ans d’exploitation.
Pour atteindre cet objectif, la décision de construction de nouveaux EPR2 devrait être engagée dès 2022 afin de permettre la mise en service des premiers réacteurs au plus tard en 2035, puis une mise en service d’une paire de réacteurs tous les 4 ans avec une montée en puissance progressive de la cadence industrielle. Il s’agit d’un rythme soutenu, correspondant à la capacité maximale communiquée, à date, par la filière nucléaire.
Le développement des énergies renouvelables se poursuit, mais de manière plus modérée que dans les autres scénarios, et atteint 70 GW de photovoltaïque, 43 GW d’éolien terrestre et 22 GW d’éolien en mer en 2050.
Ainsi, hors renouvellement des installations existantes, le scénario repose sur l’installation de :
- 2 GW de photovoltaïque par an, contre moins de 1 GW par an observé en moyenne ces dernières années,
- 0,9 GW d’éolien terrestre par an, un rythme moins important que celui observé en France ces dernières années,
- 0,7 GW d’éolien en mer par an.
Pour atteindre cet objectif, la décision de construction de nouveaux EPR2 devrait être engagée dès 2022 afin de permettre la mise en service des premiers réacteurs au plus tard en 2035, puis une mise en service d’une paire de réacteurs tous les 4 ans avec une montée en puissance progressive de la cadence industrielle. Il s’agit d’un rythme soutenu, correspondant à la capacité maximale communiquée, à date, par la filière nucléaire.
Le développement des énergies renouvelables se poursuit, mais de manière plus modérée que dans les autres scénarios, et atteint 70 GW de photovoltaïque, 43 GW d’éolien terrestre et 22 GW d’éolien en mer en 2050.
Ainsi, hors renouvellement des installations existantes, le scénario repose sur l’installation de :
- 2 GW de photovoltaïque par an, contre moins de 1 GW par an observé en moyenne ces dernières années,
- 0,9 GW d’éolien terrestre par an, un rythme moins important que celui observé en France ces dernières années,
- 0,7 GW d’éolien en mer par an.
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Production d’énergie (en % et en TWh)
Énergie produite
Énergie produite en % en %
Énergie produite en TWh en TWh
Nucléaire
Éolien terrestre
Éolien en mer
Photovoltaïque
Énergies marines
Hydraulique
Bioénergies
Thermique
Le mix électrique de ce scénario est composé à 63% d’énergies renouvelables et de 36% de nucléaire à l’horizon 2050.
Au-delà de la production des différentes filières, ce scénario, comme tous les scénarios de l’étude nécessite de développer des « flexibilités » pour assurer l’équilibre offre-demande :
- les scénarios s’appuient sur un développement des STEP,
- les scénarios nécessitent une flexibilité accrue de la demande, flexibilité rendue possible par le fait qu’une partie des nouveaux usages conduit au stockage de l’énergie pour une utilisation future (batteries, électrolyseurs…),
- en fonction des scénarios, de nouvelles unités thermiques utilisant des combustibles décarbonés (hydrogène, biométhane, méthane de synthèse…) peuvent être nécessaires,
- les batteries stationnaires ont le potentiel de contribuer aux besoins de flexibilité, elles ne sont néanmoins adaptées que pour stocker des volumes d’énergie relativement faibles et ne peuvent pas répondre à tous les besoins de modulation, notamment au-delà de la journée,
- les interconnexions entre les réseaux électriques permettent de réduire le besoin des autres types de flexibilités et sont considérées comme un levier de flexibilité à part entière.
La proportion des différentes solutions de flexibilité considérées varie selon les scénarios. Dans les scénarios, la capacité totale de flexibilité est d’autant plus faible que la proportion de production nucléaire est importante. Pour ce scénario, le bouquet de flexibilités est le suivant : STEP (8 GW), flexibilité de la demande (13 GW), vehicle-to-grid (1,7 GW fournis par 1,1 million de véhicules électriques), batteries (1 GW) et interconnexions (39 GW). Ce scénario ne nécessite pas le développement de thermique décarboné.
N.B. : par convention, les énergies produites par les moyens de flexibilité et dont la source d’énergie est elle-même produite par le système électrique ne sont pas prises en compte dans le calcul des parts des différentes filières dans le mix électrique, et n’apparaissent pas sur le graphique. Cela concerne essentiellement la production hydraulique des STEP fournie par l’eau stockée via pompage (12 TWh).
Au-delà de la production des différentes filières, ce scénario, comme tous les scénarios de l’étude nécessite de développer des « flexibilités » pour assurer l’équilibre offre-demande :
- les scénarios s’appuient sur un développement des STEP,
- les scénarios nécessitent une flexibilité accrue de la demande, flexibilité rendue possible par le fait qu’une partie des nouveaux usages conduit au stockage de l’énergie pour une utilisation future (batteries, électrolyseurs…),
- en fonction des scénarios, de nouvelles unités thermiques utilisant des combustibles décarbonés (hydrogène, biométhane, méthane de synthèse…) peuvent être nécessaires,
- les batteries stationnaires ont le potentiel de contribuer aux besoins de flexibilité, elles ne sont néanmoins adaptées que pour stocker des volumes d’énergie relativement faibles et ne peuvent pas répondre à tous les besoins de modulation, notamment au-delà de la journée,
- les interconnexions entre les réseaux électriques permettent de réduire le besoin des autres types de flexibilités et sont considérées comme un levier de flexibilité à part entière.
La proportion des différentes solutions de flexibilité considérées varie selon les scénarios. Dans les scénarios, la capacité totale de flexibilité est d’autant plus faible que la proportion de production nucléaire est importante. Pour ce scénario, le bouquet de flexibilités est le suivant : STEP (8 GW), flexibilité de la demande (13 GW), vehicle-to-grid (1,7 GW fournis par 1,1 million de véhicules électriques), batteries (1 GW) et interconnexions (39 GW). Ce scénario ne nécessite pas le développement de thermique décarboné.
N.B. : par convention, les énergies produites par les moyens de flexibilité et dont la source d’énergie est elle-même produite par le système électrique ne sont pas prises en compte dans le calcul des parts des différentes filières dans le mix électrique, et n’apparaissent pas sur le graphique. Cela concerne essentiellement la production hydraulique des STEP fournie par l’eau stockée via pompage (12 TWh).
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Semaines types d’équilibre offre-demande d’électricité
Choisir une semaine type
Hiver froid
Hiver froid
Hiver peu de vent
Eté
Eté peu de vent
Production + imports
Consommation + exports
Production + Imports
Autres productions fatales (déchets, biomasse, biogaz, hydroliennes)
Eolien
Solaire
Nucléaire
Hydraulique
Biométhane
Injection power-to-gas-to-power
Injection vehicle-to-grid
Injection batteries stationnaires
Imports
Effacements
Ecrêtement EnR
Consommation + Exports
Consommation
Pompage
Soutirage power-to-gas-to-power
Soutirage vehicle-to-grid
Soutirage batteries stationnaires
Exports
Défaillance
Sur cette semaine hivernale caractérisée par une température toujours inférieure à la moyenne de la saison, le niveau de consommation est en conséquence très haut. Cela nécessite, en plus de la production renouvelable et nucléaire, d’avoir recours quasiment en permanence aux imports (en gris dans la partie supérieure du graphique « production + imports »).
Les moyens de flexibilités journaliers, principalement les stations de pompages hydrauliques (en bleu), auront tendance à se charger plutôt la nuit, ou sinon lors du pic solaire du midi (dans la partie inférieure du graphique « consommation + exports »). Comparé à tous les autres scénarios, la production nucléaire est ici plus importante, et les moyens de flexibilité sont dimensionnés à la baisse, néanmoins leur comportement d’activation est similaire.
Les moyens de flexibilités journaliers, principalement les stations de pompages hydrauliques (en bleu), auront tendance à se charger plutôt la nuit, ou sinon lors du pic solaire du midi (dans la partie inférieure du graphique « consommation + exports »). Comparé à tous les autres scénarios, la production nucléaire est ici plus importante, et les moyens de flexibilité sont dimensionnés à la baisse, néanmoins leur comportement d’activation est similaire.
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Coûts complets du système électrique à l’horizon 2060 (en Md€/an)
2060 – coûts
de référence
de référence
Variante Coûts
des EnR
(basse et
haute)
des EnR
(basse et
haute)
Variante Coûts
du nucléaire
du nucléaire
Variante Coûts
du gaz (basse
et haute)
du gaz (basse
et haute)
Variante Taux
d'actu-
alisation (1%
et 7%)
d'actu-
alisation (1%
et 7%)
Nucléaire
Énergies renouvelables
Flexibilités
Réseau de transport d'électricité
Réseaux de distribution d'électricité
Exports
Total
Les coûts des scénarios des « Futurs énergétiques 2050 » sont estimés à l’horizon 2060 et sur la base d’un calcul de coûts complets de l’ensemble de la chaîne production-flexibilité-réseau à l’échelle de la collectivité et en tenant compte des taux de charge des actifs (nombre d’heures moyens de fonctionnement annuel ramené à la durée d’une année) tels qu’ils résultent de la modélisation du système électrique.
Parmi les enseignements de l’analyse des coûts complets des différents scénarios, on retient notamment :
- La prise en compte de l’ensemble des composantes du système électrique met en évidence des coûts globalement inférieurs dans les scénarios de construction de nouveaux réacteurs nucléaires, dans des proportions mesurées et dans certaines configurations.
- Au périmètre des seuls coûts de production, le scénario M23 fondé sur les grands parcs éoliens et solaires est le scénario le plus performant des Futurs énergétiques 2050.
- Les coûts de la flexibilité sont significativement plus élevés dans les scénarios à forte part en énergies renouvelables, tirés par les besoins de thermique décarboné et dans une moindre mesure de batteries.
- Les coûts du réseau sont également plus élevés dans les scénarios à forte part en énergies renouvelables, du fait des besoins d’adaptation des réseaux de distribution et de transport et du raccordement de l’éolien en mer.
Sous les hypothèses des coûts de référence, l’interclassement des coûts complets des différents scénarios est, par ordre décroissant M1, M0, M23, N1, N2 et N03.
Les incertitudes sur les conditions de financement, sur les coûts des différentes filières à l’horizon 2060 sont majeures. Aussi, les coûts complets de chaque scénario estimés sur la trajectoire de coûts de référence sont complétés par des estimations sous différentes variantes d’hypothèses :
- L’interclassement des coûts complets des scénarios n’est pas modifié par des analyses de sensibilité sur les coûts des énergies renouvelables et du nucléaire, sauf en combinant des hypothèses basses sur les énergies renouvelables et très hautes sur le nucléaire.
- Les incertitudes sur les coûts de la flexibilité peuvent modifier largement les écarts de coûts entre les scénarios mais ne remettent pas en cause l’interclassement économique des scénarios
- Le coût du capital a un impact important sur le coût complet des scénarios mais influe plus faiblement sur l’écart de coûts des scénarios, sauf dans une configuration où le coût du capital diffère entre les filières.
- Les scénarios avec nouveau nucléaire s’avèrent moins coûteux que les scénarios avec 100 % d’énergies renouvelables dans la plupart des configurations testées même si l’écart peut s’inverser dans certaines configurations spécifiques.
Parmi les enseignements de l’analyse des coûts complets des différents scénarios, on retient notamment :
- La prise en compte de l’ensemble des composantes du système électrique met en évidence des coûts globalement inférieurs dans les scénarios de construction de nouveaux réacteurs nucléaires, dans des proportions mesurées et dans certaines configurations.
- Au périmètre des seuls coûts de production, le scénario M23 fondé sur les grands parcs éoliens et solaires est le scénario le plus performant des Futurs énergétiques 2050.
- Les coûts de la flexibilité sont significativement plus élevés dans les scénarios à forte part en énergies renouvelables, tirés par les besoins de thermique décarboné et dans une moindre mesure de batteries.
- Les coûts du réseau sont également plus élevés dans les scénarios à forte part en énergies renouvelables, du fait des besoins d’adaptation des réseaux de distribution et de transport et du raccordement de l’éolien en mer.
Sous les hypothèses des coûts de référence, l’interclassement des coûts complets des différents scénarios est, par ordre décroissant M1, M0, M23, N1, N2 et N03.
Les incertitudes sur les conditions de financement, sur les coûts des différentes filières à l’horizon 2060 sont majeures. Aussi, les coûts complets de chaque scénario estimés sur la trajectoire de coûts de référence sont complétés par des estimations sous différentes variantes d’hypothèses :
- L’interclassement des coûts complets des scénarios n’est pas modifié par des analyses de sensibilité sur les coûts des énergies renouvelables et du nucléaire, sauf en combinant des hypothèses basses sur les énergies renouvelables et très hautes sur le nucléaire.
- Les incertitudes sur les coûts de la flexibilité peuvent modifier largement les écarts de coûts entre les scénarios mais ne remettent pas en cause l’interclassement économique des scénarios
- Le coût du capital a un impact important sur le coût complet des scénarios mais influe plus faiblement sur l’écart de coûts des scénarios, sauf dans une configuration où le coût du capital diffère entre les filières.
- Les scénarios avec nouveau nucléaire s’avèrent moins coûteux que les scénarios avec 100 % d’énergies renouvelables dans la plupart des configurations testées même si l’écart peut s’inverser dans certaines configurations spécifiques.
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Emissions de gaz à effets de serre du système électrique (en Mt de CO2éq.)
Émissions en cycle de vie
Émissions en cycle de vie
Émissions directes
Nucléaire
Gaz
Charbon
Fioul
Hydraulique
Éolien
Photovoltaïque
Bioénergies
Batteries stationnaires
Electrolyseurs
Réseau de transport d'électricité
En prenant en compte l’ensemble des émissions sur le cycle de vie, l’empreinte carbone du système électrique français est aujourd’hui d’environ 26 MtCO2eq annuelles (à conditions météorologiques moyennes). L’essentiel de cette empreinte provient des émissions directes liées à la combustion de fioul, gaz et charbon dans les centrales (20 MtCO2eq). Le reste des émissions sur le cycle de vie (6 MtCO2eq), correspond aux émissions amont (extraction et transport des combustibles), à la construction et à la fin de vie des moyens de production et de réseau.
Dans tous les scénarios étudiés, l’empreinte carbone du système électrique est nettement réduite à l’horizon 2050, le bilan carbone associé aux nouvelles infrastructures (notamment énergies renouvelables et stockage) étant largement compensé par les gains liés à la décarbonation de la production d’électricité.
Dans l’hypothèse de référence (améliorations technologiques tendancielles mais sans décarbonation des mix énergétiques à l’étranger), les émissions en cycle de vie du système électrique français sont ainsi réduites de 60 % à 75 % d’ici 2050 selon les scénarios, avec une baisse un peu plus prononcée dans les scénarios comprenant le développement de renouvelable et de batteries le plus faible.
Cette diminution, importante en pourcentage, reste néanmoins limitée en valeur absolue compte tenu de l’empreinte carbone déjà relativement faible du système électrique actuel. La baisse obtenue représente tout de même de l’ordre de 2,5 % de l’empreinte carbone totale actuelle de la France.
N.B. : en analyse en cycle de vie, les émissions directes des déchets non renouvelables compris dans les bioénergies, sont classiquement imputées aux producteurs de ces déchets. Afin d’éviter un double-comptage, elles ne sont alors pas comptées dans les émissions en cycle de vie de la production d’électricité à partir des déchets.
Dans tous les scénarios étudiés, l’empreinte carbone du système électrique est nettement réduite à l’horizon 2050, le bilan carbone associé aux nouvelles infrastructures (notamment énergies renouvelables et stockage) étant largement compensé par les gains liés à la décarbonation de la production d’électricité.
Dans l’hypothèse de référence (améliorations technologiques tendancielles mais sans décarbonation des mix énergétiques à l’étranger), les émissions en cycle de vie du système électrique français sont ainsi réduites de 60 % à 75 % d’ici 2050 selon les scénarios, avec une baisse un peu plus prononcée dans les scénarios comprenant le développement de renouvelable et de batteries le plus faible.
Cette diminution, importante en pourcentage, reste néanmoins limitée en valeur absolue compte tenu de l’empreinte carbone déjà relativement faible du système électrique actuel. La baisse obtenue représente tout de même de l’ordre de 2,5 % de l’empreinte carbone totale actuelle de la France.
N.B. : en analyse en cycle de vie, les émissions directes des déchets non renouvelables compris dans les bioénergies, sont classiquement imputées aux producteurs de ces déchets. Afin d’éviter un double-comptage, elles ne sont alors pas comptées dans les émissions en cycle de vie de la production d’électricité à partir des déchets.
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Consommations de ressources minérales du système électrique (en ktonnes)
Cuivre
Cuivre
Aluminium
Lithium
Cobalt
Nickel
Nucléaire
Photovoltaïque
Éolien en mer
Éolien terrestre
Hydraulique
Bioénergies
Thermique
Batteries stationnaires
Réseau de transport d'électricité
Batteries de véhicules électriques
Le cuivre est présent dans presque tous les composants du système électrique (nucléaire et renouvelables, batteries, réseau) ainsi que dans de nombreux autres secteurs économiques stratégiques (bâtiments, transports, télécommunications, industrie…) en croissance au niveau mondial.
Des tensions sur son approvisionnement sont à prévoir, principalement pour deux raisons. D’une part, bien que le niveau de réserves rapporté au volume de consommation du cuivre soit stable depuis plusieurs années et estimé à 30-40 ans, les teneurs en cuivre des gisements s’appauvrissent. D’autre part, la demande mondiale de cuivre est en forte croissance que ce soit pour la transition énergétique ou pour le développement des pays émergents.
Dans les scénarios de « Futurs énergétiques 2050 », la demande de cuivre est plus importante dans les scénarios à forte proportion en énergies renouvelables mais la majorité des besoins de cuivre est portée par les batteries des véhicules électriques. Les enjeux de criticité dépendront très largement de l’évolution de l’offre et la demande au niveau mondial dans tous les secteurs de l’économie ainsi que d’une façon plus modérée de l’évolution des capacités de recyclage.
Des tensions sur son approvisionnement sont à prévoir, principalement pour deux raisons. D’une part, bien que le niveau de réserves rapporté au volume de consommation du cuivre soit stable depuis plusieurs années et estimé à 30-40 ans, les teneurs en cuivre des gisements s’appauvrissent. D’autre part, la demande mondiale de cuivre est en forte croissance que ce soit pour la transition énergétique ou pour le développement des pays émergents.
Dans les scénarios de « Futurs énergétiques 2050 », la demande de cuivre est plus importante dans les scénarios à forte proportion en énergies renouvelables mais la majorité des besoins de cuivre est portée par les batteries des véhicules électriques. Les enjeux de criticité dépendront très largement de l’évolution de l’offre et la demande au niveau mondial dans tous les secteurs de l’économie ainsi que d’une façon plus modérée de l’évolution des capacités de recyclage.
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Surfaces associées au système électrique (en milliers d’hectares)
Surfaces totales
Surfaces totales
Surfaces artificialisées
Surfaces imperméabilisées
Centrales thermiques
Photovoltaïque toiture
Photovoltaïque au sol
Éolien terrestre
Nucléaire (y compris nucléaire hors service)
Ligne aérienne
Ligne souterraine
Poste électrique
Le calcul de la surface nécessaire au système électrique nécessite l’identification des surfaces occupées par chaque type d’ouvrage. Cette notion de surface occupée n’est toutefois pas définie de manière standard et peut recouvrir différentes conceptions.
La convention retenue est de définir la surface occupée par une installation donnée (par exemple une éolienne) comme celle qui délimite l’espace dans lequel il n’est pas possible de construire une autre installation du même type. Cette convention pour estimer la surface occupée tend à attribuer une surface très importante à l’éolien terrestre et aux lignes électriques alors même que la surface correspondante est très peu artificialisée et est très largement accessible à d’autres usages, notamment agricoles.
Sur la base de cette convention, la surface occupée en 2050 par le système électrique représente dans les différents scénarios étudiés, entre 2% et 3% du territoire, contre 1% aujourd’hui et elle est globalement plus importante dans les scénarios basés sur les plus fortes parts d’énergies renouvelables. Près de 95% de la surface occupée par le système électrique reste dans tous les scénarios accessible pour des co-usages.
Si les éoliennes et les lignes électriques représentent l’essentiel de la surface occupée, ce sont également les infrastructures qui permettent le plus de mutualisation avec les surfaces agricoles ou naturelles et peu de restriction sur les activités (même s’il existe des distances minimales aux bâtiments pour les éoliennes et les lignes électriques).
À long terme, le point de vigilance porte plus particulièrement sur les parcs photovoltaïques au sol qui peuvent être très consommateurs d’espace. De nouveaux modèles de développement dits « agrivoltaïques », susceptibles d’occuper un espace plus important, permettent toutefois d’envisager plus facilement des co-usages agricoles. L’analyse de projets concrets permettra de mesurer leur gain environnemental et leur compétitivité par rapport aux installations classiques de photovoltaïques au sol.
La convention retenue est de définir la surface occupée par une installation donnée (par exemple une éolienne) comme celle qui délimite l’espace dans lequel il n’est pas possible de construire une autre installation du même type. Cette convention pour estimer la surface occupée tend à attribuer une surface très importante à l’éolien terrestre et aux lignes électriques alors même que la surface correspondante est très peu artificialisée et est très largement accessible à d’autres usages, notamment agricoles.
Sur la base de cette convention, la surface occupée en 2050 par le système électrique représente dans les différents scénarios étudiés, entre 2% et 3% du territoire, contre 1% aujourd’hui et elle est globalement plus importante dans les scénarios basés sur les plus fortes parts d’énergies renouvelables. Près de 95% de la surface occupée par le système électrique reste dans tous les scénarios accessible pour des co-usages.
Si les éoliennes et les lignes électriques représentent l’essentiel de la surface occupée, ce sont également les infrastructures qui permettent le plus de mutualisation avec les surfaces agricoles ou naturelles et peu de restriction sur les activités (même s’il existe des distances minimales aux bâtiments pour les éoliennes et les lignes électriques).
À long terme, le point de vigilance porte plus particulièrement sur les parcs photovoltaïques au sol qui peuvent être très consommateurs d’espace. De nouveaux modèles de développement dits « agrivoltaïques », susceptibles d’occuper un espace plus important, permettent toutefois d’envisager plus facilement des co-usages agricoles. L’analyse de projets concrets permettra de mesurer leur gain environnemental et leur compétitivité par rapport aux installations classiques de photovoltaïques au sol.
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Matières et déchets radioactifs
Entreposage de combustibles usés
Entreposage de combustibles usés
Combustibles usés à gérer à la fin de vie du parc nucléaire considéré dans le scénario
Déchets conditionnés produits à la fin de vie du parc nucléaire considéré dans le scénario
Quantité de combustible usé
Avec poursuite du retraitement
Avec arrêt du retraitement
Capacité des piscines d'entreposage
Les déchets radioactifs issus de la production électronucléaire estimés ici sont les substances radioactives pour lesquelles aucune valorisation n’est prévue et qui ont vocation à être stockés en couche géologique profonde. Leur volume est estimé à l’issue de la fermeture du dernier réacteur pris en compte dans chaque scénario. Ces déchets radioactifs sont composés d’une part des matières non valorisables isolées à l’issue du retraitement du combustible nucléaire usé, et d’autre part, selon les décisions d’arrêt du retraitement ou de sortie du nucléaire, des combustibles usés (dès lors qu’ils n’ont aucune perspective de valorisation ultérieure potentielle).
Pour être stockés en couche géologique profonde, les déchets radioactifs doivent être conditionnés. Les déchets de haute activité (HA) et de moyenne activité à vie longue (MAVL) sont aujourd’hui conditionnés via le procédé de retraitement de l’usine de La Hague.
Les scénarios N prévoient la construction de nouveaux réacteurs nucléaires. Il est supposé en référence que l’usine de retraitement de la Hague est renouvelée à l’horizon 2040. Dans ces scénarios, le retraitement des combustibles usés produit donc des déchets conditionnés au-delà de cette date, et leur volume continue d’augmenter en conséquence.
Dans l’hypothèse où l’usine de retraitement n’est pas renouvelée, les combustibles usés des réacteurs qui fonctionnent après 2040, ne sont pas comptés comme déchets conditionnés. Étant donné la pérennité de l’industrie nucléaire dans les scénarios N, ces combustibles usés pourraient avoir une perspective d’emploi dans de futures générations de réacteurs. Dans l’attente d’une décision concernant leur devenir, ces combustibles usés restent entreposés en piscine (voire d’entre d’autres types d’entreposages).
Les volumes de déchets conditionnés des différents scénarios sont à mettre en regard du dimensionnement de référence de Cigeo (10 000 m3 de déchets haute activité et 73 000 m3 de déchets moyenne activité vie longue).
Le volume des déchets conditionnés est plus important dans les scénarios avec poursuite du retraitement. Ce constat ne doit pas masquer qu’en l’absence de retraitement, des combustibles usés restent à gérer, et peuvent représenter un volume à stocker supérieur au volume de l’ensemble des autres déchets HA et MAVL.
NB : les déchets de démantèlement, de défense, de médecine et de recherche produit au-delà de 2019 ne sont pas pris en compte dans ces estimations, mais ne relèvent qu’en faible proportion des catégories HA et MAVL.
Pour être stockés en couche géologique profonde, les déchets radioactifs doivent être conditionnés. Les déchets de haute activité (HA) et de moyenne activité à vie longue (MAVL) sont aujourd’hui conditionnés via le procédé de retraitement de l’usine de La Hague.
Les scénarios N prévoient la construction de nouveaux réacteurs nucléaires. Il est supposé en référence que l’usine de retraitement de la Hague est renouvelée à l’horizon 2040. Dans ces scénarios, le retraitement des combustibles usés produit donc des déchets conditionnés au-delà de cette date, et leur volume continue d’augmenter en conséquence.
Dans l’hypothèse où l’usine de retraitement n’est pas renouvelée, les combustibles usés des réacteurs qui fonctionnent après 2040, ne sont pas comptés comme déchets conditionnés. Étant donné la pérennité de l’industrie nucléaire dans les scénarios N, ces combustibles usés pourraient avoir une perspective d’emploi dans de futures générations de réacteurs. Dans l’attente d’une décision concernant leur devenir, ces combustibles usés restent entreposés en piscine (voire d’entre d’autres types d’entreposages).
Les volumes de déchets conditionnés des différents scénarios sont à mettre en regard du dimensionnement de référence de Cigeo (10 000 m3 de déchets haute activité et 73 000 m3 de déchets moyenne activité vie longue).
Le volume des déchets conditionnés est plus important dans les scénarios avec poursuite du retraitement. Ce constat ne doit pas masquer qu’en l’absence de retraitement, des combustibles usés restent à gérer, et peuvent représenter un volume à stocker supérieur au volume de l’ensemble des autres déchets HA et MAVL.
NB : les déchets de démantèlement, de défense, de médecine et de recherche produit au-delà de 2019 ne sont pas pris en compte dans ces estimations, mais ne relèvent qu’en faible proportion des catégories HA et MAVL.
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