Royaume-Uni : Réflexions sur le financement du nouveau nucléaire

D’après un article de World Nuclear News.
Dans le présent billet, les passages en italique sont directement traduits depuis l’article. Les passages en caractères romans sont de mon fait.

L’industrie de l’éolien offshore a réalisé un travail admirable de réduction des coûts de production, mais les coûts du transport, de la distribution et de l’équilibrage demeurent élevés. Ce qui affecte véritablement les factures des consommateurs au Royaume-Uni est un mélange compliqué du coût propre au moyen de production (le nucléaire est beaucoup plus cher à construire), le coût d’opération de la technologie (le nucléaire est peu coûteux), et le coût du transport, de la distribution, et de l’équilibrage du système.

Et parce que c’est complexe, cela s’accorde mal au discours médiatique, qui tend à laisser entendre que le seul coût de la production de l’éolien offshore versus celle du nucléaire est une comparaison pertinente. La question pour le consommateur est : « qu’est-ce que ça coûte d’avoir un système électrique bas-carbone dans lequel on peut allumer la lumière une nuit sans vent ? » C’est le coût du système qui permet cela.

Julia Pyke, directrice Régulation économique et financements du projet Sizewell C, EDF Energy, Royaume-Uni (RU), pour World Nuclear News.

Extraits choisis.

En tant que copie de la centrale du Somerset [Hinkley Point C], Sizewell C constituera l’unité 3 et l’unité 4 de la flotte britannique d’EPR, et devrait coûter environ 4 milliards de livres Sterling de moins à construire. Le coût de construction de Sizewell C est d’environ 20 G£, dont 10 sont pour ce que j’appelle le « stuff » : l’acier, les équipements, les agrégats, les câbles, etc. Si vous savez exactement ce que vous construisez avant de démarrer, vous savez combien coûte le « stuff ». Les 10 autres milliards de livres, c’est le coût du travail, qui se subdivise en deux : les coûts de génie civil et de terrassement, et le coût d’installation des équipements. À Sizewell, nous prévoyons d’employer les mêmes équipes de supervision, ainsi que les mêmes sous-traitants de premier rang, afin qu’ils apportent leurs connaissances acquises à Hinkley Point. Et, évidemment, nous aurons une large main d’oeuvre et une supply chain locales, apportant d’immenses retombées au Suffolk.

Ainsi, s’ils ont pu réduire le temps d’installer les ferraillages de 45% sur la tranche 2 d’Hinkley Point C, on attend d’eux qu’ils démarrent avec une productivité encore accrue à Sizewell.

Toutes sortes de mégaprojets sont connus pour avoir dépassé leurs budgets et délais. Mais en pratique, et même si la presse ne le rapporte pas, Hinkley Point C est dans les temps. Ce qui a pris du retard était la procédure administrative pour autoriser le début de la construction. Mais depuis que celle-ci a démarré en 2015, tous les jalons ont été atteints à temps

Julia Pyke vante dans cette tribune les mérites de l’effet de série observé déjà entre les deux premières tranches de HPC, et donc attendu pour les tranches de Sizewell C. S’il semble admis qu’un EPR coûte dans les 10 milliards de £ et guère moins, l’effet de série n’en demeure pas moins réel, même si en dessous des attentes. En revanche, sur la vitesse de réalisation du chantier, l’effet de série est extrêmement marqué et encourageant.

Néanmoins, au-delà du coût de construction, il y a un gros enjeu de réduction du coût de l’argent. Pour rappel, HPC est financé grâce à un système extrêmement avantageux, le Contract for Difference (CfD).

Pendant 35 ans, la production des EPR bénéficiera d’un tarif garanti, élevé (105 £/MWh de mémoire). Quand EDF vend sur le réseau en-dessous de ce prix, l’État britannique paye la différence. Comme pour l’éolien et le solaire, en général. Et si le prix de marché est au-dessus, c’est EDF qui reverse la différence. C’est aussi ce système qui est prévu, en France, pour les premiers 3 GW d’éolien offshore, par exemple. Pour l’un et l’autre avec des tarifs garantis suffisamment élevés pour être sûrs que l’État y perd. Mais ça permet de fournir des garanties, rassurer les investisseurs, bref, permettre l’émergence d’une filière, donc… Admettons, je suppose ?

Mais ce système étant très dénoncé au Royaume-Uni (en tout cas pour le nucléaire), il n’est pas prévu de le reprendre pour Sizewell.

Le modèle de CfD utilisé pour HPC a été très critiqué par le National Audit Office, et ce parce que le coût de l’argent est prédominant dans le coût de l’électricité nucléaire pour le consommateur. Ce n’est pas, malgré l’attention médiatique sur ce point en général, le coût de construction.

Si la construction de Sizewell C est financée sur le même modèle que les lignes de transport, c’est à dire dans les termes du Regulated Asset Base (RAB) dont bénéficie Scottish and Southern Electricity Network, alors Sizewell C coûterait au consommateur environ 40 €/MWh.

Le coût de l’argent dépend du niveau de risque qu’il est considéré honnête d’imposer aux investisseurs. Il s’agit de trouver un équilibre entre le maintien bas des coûts de construction et le coût d’ensemble de l’électricité pour les consommateurs. Nos modèles montrent que si la production nucléaire au RU peut être assurée à environ 75 €/MWh, alors le coût de l’électricité pour le consommateur est à la baisse. Parce que l’on ne compare pas le nucléaire à l’éolien ou au solaire… Mais l’on compare le nucléaire avec d’autres moyens de produire du courant quand le vent ne souffle pas.

Les pays n’ont pas tous besoin de recourir au nucléaire, mais tous ont besoin d’un système robuste de production bas-carbone. Dans certains pays, il n’y a aucune solution évidente pour cela, à part le nucléaire, et donc d’avoir un système capable de faire la différence entre « est-ce que l’éolien offshore est une bonne chose ? » (oui, ça l’est) et « est-ce qu’ajouter plus d’éolien offshore en Allemagne quand ils persistent en même temps à ouvrir des centrales à charbon et fermer des centrales nucléaires est une bonne chose ? » (non, ça ne l’est pas). C’est une approche limitée qui est adoptée par les moyens de notation, et un pas en direction d’une approche plus systématique : « est-ce que cela permet un système bas-carbone et à bas-coût ? », qui serait bien plus productive pour le climat.

Je vous passe le paragraphe sur le risque politique qui est globalement assez semblable au risque pour les investisseurs. Notez tout de même qu’au RU, les autorités poussent elles-mêmes à dupliquer HPC à Sizewell. Plutôt rassurant pour les décideurs en plus des financiers. Parce que ça laisse entendre que l’autorité de sûreté en particulier devrait ne pas changer ses exigences en cours de route… Et ce qui a été acquis a grand peine à HPC sera quasi-automatiquement acquis pour Sizewell. Mais venons-en à une modeste mais intéressante révélation.

Nous croyons en un mix optimal avec toutes les technologies favorables, mais une chose que nous faisons à Sizewell, en plus de considérer son usage pour l’électricité, est de placer les vannes pour être sûrs de pouvoir en soutirer la chaleur à différentes températures. Cela signifie que, alors qu’au RU nous n’utilisons que 30% de la chaleur produite par une centrale nucléaire pour en faire de l’électricité, il y a un énorme potentiel d’utilisation du nucléaire pour la production d’hydrogène en coopération avec l’éolien offshore, en utilisant la chaleur nucléaire pour assister la production d’hydrogène en assurant une électrolyse aussi efficace que possible, pour un usage dans les procédés industriels, le refroidissement de data centers, et même les réseaux de chaleur urbains.

Le nucléaire, c’est l’abondance, donc l’excès

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1. Commençons par mettre les gens dans des cases

Selon le philosophe et militant écologiste Dominique Bourg interrogé par France Info :

Le principal risque du nucléaire, c’est aussi la fuite en avant. Le type de société dans lequel on est très destructeur. Il vaut mieux en organiser un autre.

Dans le même article, le chercheur Simon Persico, spécialiste des politiques environnementales, surenchérit :

Les défenseurs du nucléaire sont souvent dans la défense d’une économie très productiviste, favorable à la croissance, alors que les écologistes pensent d’abord à la maîtrise de nos consommations.

Et pourtant, selon moi, qui me considère à la fois écologiste et défenseur du nucléaire, et qui pense que ces deux attributs devraient plus souvent être considérés associés qu’opposés, il est profondément malhonnête d’établit des raccourcis aussi grossier. Pro-nucléaire n’implique pas forcément un souhait ou une croyance en la croissance infinie.

Plus largement, je considère que le recours au nucléaire ne devrait pas être davantage une idée de croissantiste que de décroissantiste, et pas davantage associé à la droite de la politique qu’à la gauche. À mes yeux, le sujet du recours à l’énergie nucléaire transcende ces axes. J’en prends pour exemple deux personnalités pro-nucléaires bien connues en France, Jean-Marc Jancovici, résolument décroissantiste, pour qui la décroissance économique sera délibérée ou subie, mais sera, et Laurent Alexandre, pour qui une croissance économique éternelle stimulée par le progrès technique est une option parfaitement réaliste et souhaitable. Et je note évidemment qu’il en est de même chez les opposants au nucléaire ; certains seront adeptes de la décroissance, de la sobriété, voire d’authentiques lurons de l’effondrement sociétale, et à l’autre extrémité du spectre, des partisans de la fuite en avant, de l’excès, de la croissance : on les reconnaît au fait qu’ils défendent l’éolien et le solaire comme sources d’énergie « gratuite et illimitée ».

Il est, vous l’aurez compris, à mes yeux, complètement insensé de vouloir catégoriser d’un côté « pro-nuc & pro-croissance » et, de l’autre, « anti-nuc & décroissantiste ». Certains franchissent le seuil de l’insensé pour marcher vers la bêtise pure en poussant plus loin cette catégorisation : « pro-nuc cornucopien, technocrate et destructeur de l’environnement » versus « anti-nuc décroissantiste prônant la simplicité du retour à la nature ».

C’est magnifiquement stupide.

Pour l’illustrer de manière plus frappante qu’en citant quelques noms, nous allons voir dans la suite de ce billet un exemple de politique énergétique réelle (pas issue de mon imagination en quête d’un épouvantail), antinucléaire mais pas franchement sobre ni décroissantiste. Au contraire, on parlera plutôt de fuite en avant techniciste en cherchant à compenser l’intermittence des énergies renouvelables tant aimées par de colossales surcapacités de production, une dépendance sans mesure à des moyens de stockage qui, à ce jour, restent à industrialiser, et appelant au recours à tous les artifices qui permettront de piloter la consommation d’électricité à la hausse ou à la baisse selon la météo.

Bref, une fois n’est pas coutume, on va tirer sur l’ambulance et ses sirènes teux-ton.

Le pays Seigneur de la cause anti-nucléaire en Europe, dont les vassaux se nomment Autriche et Luxembourg.

2. Émissions de gaz à effet de Serre en Allemagne

Avant de présenter sa stratégie énergétique à proprement parler, Gauthier vous propose un petit panorama de l’évolution présente et passée des émissions de CO2 de la nation germanique.

C’est ici – et, ayant omis d’en demander l’autorisation, je m’abstiendrai d’en reproduire le contenu dans mon blog. Si passer par Twitter vous révulse, vous pourrez toutefois retrouver le contenu de ce thread à cette adresse.

Mais si vous souhaitez vous contenter d’un résumer – ce n’est pas rédhibitoire pour lire la suite – notez simplement que l’Allemagne n’a aucune fierté à tirer de sa trajectoire passée d’émissions de gaz à effet de serre, et qu’il serait osé de tirer fierté de sa trajectoire courante.

3. L’électricité allemande de demain

3.1. Vue d’ensemble

Le site http://energy-charts.de du Fraunhofer Institute, permet de suivre en quasi temps réel le mix électrique allemand, et fournit une foultitude de données plus macro sur leur parc électrique. Et, depuis peu, il présente aussi l’évolution du parc électrique dans ce qui est le scénario de référence de l’Institut. Avec les objectifs suivants :

  • Sortie du nucléaire en 2022
  • Sortie du charbon en 2038
  • Neutralité carbone du système électrique en 2050 et de la quasi-totalité du système énergétique.

Le site présente d’autres scénarios, dont l’un à acceptabilité sociale réduite, et l’autre à neutralité carbone de tout le système énergétique, par exemple. Mais je ne vais parler que du scénario « Reference« , qui colle aux trois objectifs sus-cités.

Et voilà en une image ce qu’on peut en tirer.

Kolossal, n’est-ce pas ?

Le parc électrique allemand s’est vu multiplié par deux entre 2000 et 2020, il est question d’encore multiplier par deux d’ici 2030 et encore par deux d’ici 2045. Ne parlez plus de sobriété ou de décroissance : on va bourrer les surcapacités en éolien et en solaire pour en compenser l’intermittence. Et malgré tout, il va falloir augmenter la capacité de production de base pilotable (celle qui peut produire tout le temps, en continu et à la demande) qu’on va ambitionner, à terme, d’alimenter au bois et aux carburants issus du Power-to-Gas (les « convertisseurs » se répartissent entre PtG et batteries). Mais voyons plus en détail.

3.2. Énergies mineures

Commençons par ce qui n’est pas présenté par le Fraunhofer. Nucléaire, biomasse, hydraulique et fioul. Faute de données, j’ai fait des hypothèses assez simples. Pour le nucléaire, je me tiens au calendrier de fermetures actuellement en vigueur. Je fais l’hypothèse du maintien à valeur constante de la capacité de production d’électricité à base de biomasse et d’hydraulique. Quant au fioul, un peu arbitrairement, je suppose qu’il va réduire linéairement entre 2020 et 2035, année à laquelle il aura disparu. De toute façon, pour ces trois moyens de production, on va parler de quelques gigawatts de capacité, sur un parc de plusieurs centaines, donc mes possibles erreurs ne changeront pas la donne. Et pour le cumul des capacités en nucléaire, biomasse, hydraulique et fioul, l’évolution est la suivante :

Comprenez bien que je vais vous montrer ici et par la suite des graphiques qui indiquent non pas le parc à un instant donné, mais sa variation d’une année sur l’autre. Par exemple, sur ce graphique précédent, une réduction du parc nucléaire/biomasse/hydro/fioul de 10,5 GW en 2011, mais moins de 0,5 GW seront fermés chaque année à partir de 2023.

Il n’y a rien de particulier à interpréter sur ce premier graphique. On y retrouve la vague de fermetures de centrales nucléaires en 2011 suite à la catastrophe japonaise de Fukushima-Daiichi, puis, jusqu’en 2019, une compétition entre ouvertures de centrales à biomasse et fermetures de centrales nucléaires ou au fioul, dont résulte une capacité cumulée qui varie à la hausse ou à la baisse selon les années. Puis, en 2021 et 2022, deux nouvelles vagues de fermetures de centrales nucléaires auront lieu. À compter de 2023, on observe une progressive fermeture des centrales au fioul jusqu’en 2035, puis plus aucune variation : plus de nucléaire, plus de fioul, et un parc stable pour l’hydraulique et la biomasse.

3.3. Beautiful, clean, coal

Parlons à présent de charbon. C’est de notoriété publique, il n’a pas vraiment diminué ces dernières années. Notez que, contrairement aux idées reçues, il n’a pas vraiment augmenté non plus. Non, les allemands avaient beaucoup de centrales à charbon en 2010, qu’ils ont bien mis à profit à partir de 2011 et la fermeture d’une vaste partie du parc nucléaire, sans toutefois avoir besoin d’en construire de nouvelles – sauf, à la marge, en remplacement des plus anciennes.

L’Allemagne s’est engagée à se débarrasser du charbon d’ici 2038. Mais le scénario dont nous parlons est beaucoup plus ambitieux, et fixe la fin du charbon à… 2035.

Le parc en service en 2020 devrait réduire de moitié, très progressivement, jusqu’en 2034. Et l’autre moitié devrait fermer d’un coup en 2035. J’ignore si la question de la gestion des emplois avec une transition brutale a été soulevée, mais elle a intérêt à l’être si ce n’est pas encore le cas.

Et sinon, ça sera une bonne raison pour repousser la fermeture d’une partie du parc, à 2038 voire au-delà. Comme ça l’a été en France pour les centrales à charbon ou pour Fessenheim. Mais j’espère que, comme en France, on parlera de repousser la fermeture de quelques tranches, pas de 20 GW…

3.4. Brassons de l’air

3.4.1. L’éolien terrestre

C’est du lourd.

L’objectif est de mettre aussi vite que possible fin à l’essoufflement observé depuis 2017, et de repartir de plus belle. Le record historique de 2017 devra être largement dépassé en 2026 et cette cadence soutenue pendant vingt ans. Plus le droit aux fluctuations d’année en année : on veut 5.5 GW de nouvelles capacités qui s’ajoutent chaque année. En plus du renouvellement des anciennes éoliennes. Mais le plus fou reste à venir.

3.4.2. L’éolien offshore

Les ambitions sur l’éolien offshore sont du même type : il faut identifier le record historique d’ajout de capacités, soit 2015. Puis, d’ici 2026, pulvériser ce record, et maintenir le rythme pendant au moins 20 ans.

3.5. Le photovoltaïque

Nous nous élevons à présent vers de nouveaux sommets dans la démesure. Le record historique, lequel s’est maintenu trois ans, était à presque 8 GW installés par an… Et bien l’ambition est d’atteindre, dans le futur, on veut 10 à 15 GW par an supplémentaires ! Les mauvaises années entre 2025 et 2030 devront être meilleures que les meilleures années entre 2000 et 2020.

Je pense qu’il serait intéressant de convertir ça en surfaces de toiture et au sol (le site en source donne la répartition entre les deux). En attendant, essayer d’imaginer la puissance installée cumulée que ça va représenter…

Mais nous en arriveront au meilleur. Parés ?

3.6. Ça turbine au gaz

Non, vous n’avez pas la berlue. Il est bel et bien question de construire plusieurs gigawatts de centrales à gaz supplémentaires par an. Vous en connaissez les raisons : les énergies renouvelables intermittentes nécessitent un moyen de production pilotable en back-up.

Évidemment, promis juré, le gaz naturel sera progressivement remplacé par du biométhane ou de l’hydrogène. Rappelons-nous que l’on veut zéro émissions nettes en 2050. Suffit de développer les bonnes technologies. Et le gazoduc Nord Stream 2 que l’on construit laborieusement entre la Russie et l’Allemagne, dont l’inauguration est toujours espérée en 2020, ne servira pas très longtemps. Promis.

Et en attendant, tant pis pour les émissions de CO2 et de CH4, c’est toujours mieux que le risque nucléaire, pas vrai ? Et s’il s’avérait que la production de méthane ou de dihydrogène de synthèse via le Power-to-Gas est trop chère… Tant pis pour les consommateurs, je suppose. De toute façon, après avoir financé un parc électrique dont la puissance installée dépasse de cinq fois, au bas mot, la puissance maximale appelée sur le réseau, les consommateurs seront-ils à ça près ?

Peut-être, de toute façon, seront-ils trop occupés à lutter contre le déploiement, sur toute la surface du pays, de centaines de milliers d’éoliennes et de lignes électriques Très Haute Tension. Et qu’ils n’auront pas le temps de s’intéresser au climat ou à leur portefeuille. Allez savoir…

Quant à imaginer que l’industrialisation du Power-to-Gas échoue… Mieux vaut ne pas y penser.

3.7. Agrégeons tous ces résultats

Finies les variations annuelles. Dans le graphique suivant, je vous présente, pour chaque moyen de production, quelle sera la puissance électrique totale année après année.

Mais on aura respecté l’objectif de sortie du nucléaire en 2023. Question de priorités.

Là où le parc électrique allemand affichait une puissance de 100 GW, essentiellement pilotable (dont la puissance peut être contrôlée pour s’adapter au besoin), il y a 20 ans, on va aller chercher 400 GW juste pour le photovoltaïque, 250 GW d’éolien, et 150 GW de gaz (garanti sans effet de serre !), d’ici 2050. Soit des augmentations respectives de 350 GW (+700%), 200 GW (+400%), 120 GW (+400%).

En comptant sur les électrolyseurs, les batteries, la méthanisation, l’écrêtement et les interconnexions aux frontières pour équilibrer cette énorme surcapacité et une demande qui devra en partie s’y adapter.

4. Conclusion

Ce scénario, du pays phare de la cause antinucléaire et capitale de l’opposition entre nucléaire et énergies renouvelables, est pile dans la fuite en avant techniciste, qui se traduit par un élan à pleine vitesse dans un scénario en espérant que les verrous auront sauté avant qu’on se heurte aux murs, avec des surcapacités qui font beaucoup plus « culture de l’abondance » que « sobriété ».

Ainsi, aussi absurde que la catégorisation « pro-nucléaire = productiviste croissantiste », est la catégorisation « anti-nucléaire = sobre décroissantiste ». D’ailleurs, je vous invite à réfléchir à ça : pourquoi le recours au nucléaire serait synonyme d’abondance ?

Rien n’interdit de l’utiliser au juste besoin, voire en-dessous des besoins (comme c’est le cas de la quasi-totalité des systèmes électriques qui utilisent du nucléaire dans le monde). Rien n’interdit non plus, cela dit, d’essayer d’en faire une corne d’abondance : c’est un choix de société avant tout. Alors que l’usage des énergies renouvelables va être cadré par des contraintes physiques… Dont la première demeurera l’intermittence et donc le besoin de compenser par d’énormes surcapacités et/ou des moyens de stockage de masse qui restent à développer. Sauf à, cas extrême, se contenter des énergies renouvelables avec leurs problèmes, sans chercher à les résoudre : auquel cas on n’assure même plus le « juste besoin », et c’est plus propice à la précarité et l’effondrement qu’à la sobriété et la décroissance.

Bref, tâchons de tenir à l’écart la réflexion sur les technologies et les moyens de production des guerres de chapelle gauche / droite ou croissance / décroissance. Ce sujet mérite mieux que ces raccourcis. Certes, s’affranchir du manichéisme rend les choses moins simples, mais malgré tout plus lisibles. Ou, du moins, offre au débat l’opportunité d’être davantage fondé sur des connaissances et sur des critères mesurables, voire objectifs, et non plus sur des associations outrancièrement simplistes.

Dans une démocratie, c’est tout de même bien plus sain… À bon entendeur.

Le prix du kWh monte et descend en même temps

Lorsque l’on suit de loin, mais pas trop, les débats sur le système électrique, on peut avoir l’impression de déceler une embêtante contradiction, généralement chez les personnes peu enthousiastes envers les énergies renouvelables intermittentes, comme je le suis. La contradiction serait la suivante : on lira tantôt que les prix de marché de l’électricité, bas, rendent délicats les investissements et la rentabilité de ceux-ci, par exemple dans le nucléaire. Ces prix bas rendraient incertain un hypothétique retour sur investissement à long terme.

Dans le même temps, les mêmes personnes accuseront les énergies renouvelables de tirer à la hausse les prix de l’électricité.

Incohérence ? Non, ces deux points peuvent être vrais en même temps. Expliquons-le simplement.

Lorsque l’on évoque les difficultés à amortir des installations nucléaires (mais c’est vrai pour toutes les installations très capitalistiques, donc aussi les énergies renouvelables, dont l’hydraulique, ainsi que, dans une moindre mesure, le charbon), c’est à cause des coûts du marché (européen, en l’occurrence, mais le problème se pose aussi aux USA par exemple) de l’électricité.

Les prix de marché moyens (car ils fluctuent énormément) sont bas. Donc les installations de production vendent avec une faible marge, voire à perte. Et s’ils sont bas, c’est notamment à cause des surcapacités : cela fait 20 ans que le système électrique s’enrichit de centaines de gigawatts de capacités de production photovoltaïque et d’éoliennes sans que d’autres moyens de production ne soient fermés à côté, sauf à la marge.

Toutefois, certaines installations, et notamment solaires et éoliennes, on des tarifs de vente garantis. C’est à dire que peu importe le prix du marché, les États rajoutent une rallonge d’argent pour que la rentabilité soit assurée.

Prenons l’exemple d’un parc éolien à 80 €/MWh de tarif garanti. Et bien s’il produit un MWh quand le marché est à 90€/MWh, il fait 90€ de chiffre d’affaire. S’il produit un MWh quand le marché est à 30€, l’État allonge les 50€ manquant et le parc éolien touche 80 €/MWh. Et même si le marché s’effondre à 0, voire à des prix négatifs, disons -30 €/MWh, l’État va rajouter 110€ pour que le parc touche ses 80 €/MWh de chiffre d’affaire. Et cet argent des États provient généralement de taxes sur l’électricité, et parfois aussi sur les carburants, comme en France depuis peu.

Voilà comment l’éolien et le solaire, avec ce système de tarif garanti, ont, depuis des années, réussi à la fois à faire augmenter le prix de l’électricité payée par le consommateur (via les taxes) et baisser le prix de marché… et donc la rentabilité de tout ce qui ne bénéficie pas de tarif garanti. Freinant notamment l’investissement dans le nucléaire et nous enfermant dans un système de dépendance aux subventions pour les EnR.

Ces subventions sont d’autant plus embarrassantes en France que le gain en CO2 n’est pas à la hauteur des dépenses engagées, puisque les énergies renouvelables électriques ne réduisent guère nos émissions de CO2, l’électricité étant déjà largement bas-carbone, avec ou sans éolien…

La flexibilité du système électrique face à la demande

De cette interpellation naquit toute une série de threads, puis ce billet.

Ce même jour, par chance, la production éolienne en France était généreuse et relativement stable, et prévue pour le demeurer jusqu’à la fin de la journée. Quant au solaire, il se comportait comme du solaire.

Ceci incite toutefois, dirait probablement un « vrai ingénieur », à demander aux gens de ne pas se lever avant 9 ou 10h du matin, afin de profiter de l’ensoleillement pour faire fonctionner micro-ondes, grille-pains et sèches-cheveux. Ou même RER, métro et trains.

Et le même jour, il aurait été avisé de ne pas faire la cuisine pour le dîner après 16 ou 17h, pour les mêmes raisons.

Pour aller plus loin, dans les jours qui suivirent, j’ai, chaque matin, regardé les prévisions de production éolienne et solaire du même jour, ainsi que les prévisions de consommation, et les recommandations pour modifier la seconde pour la rapprocher de la première.

Une sorte de « météo de l’électricité », qui pourrait devenir la solution de « vrais ingénieurs » pour que la consommation devienne davantage flexible par rapport à la production : dire aux gens comment faire, chaque jour, voire ce qu’ils peuvent faire.

Pour voir les différents graphiques et les prévisions de consommation associées, c’est dans le thread Twitter uniquement, pas repris dans ce billet de blog :

Rétrospective sur une semaine:

Le chemin avant d’adapter la consommation à la production, et non plus l’inverse comme c’est le cas depuis un siècle, est extrêmement long et compliqué. Il ne suffira pas de stocker à midi ou à quatre heures du matin et déstocker lors des pics de consommation du matin et du soir. Il faut également prévoir de stocker le week-end et déstocker tout au long de la semaine. Et, même si ça ne paraît pas dans ces graphiques, il faut en plus être en mesure de stocker et déstocker d’une saison à l’autre.

Ces différentes échelles de temps pour stocker l’électricité, elles sont déjà d’actualité. Le stockage de l’électricité sous forme gravitaire hydraulique (les STEP) est décliné en deux modes de fonctionnement.

  • Les petites STEP de faibles capacités mais nombreuses et donc qui cumulent une forte puissance (mais de toujours faibles réserves) fonctionnent essentiellement en cycle jour/nuit : l’eau est pompée en heure creuse vers l’amont, et turbinée vers l’aval au pics de consommation du matin et du soir.
  • Les quelques énormes STEP contribuent aussi au cycle jour/nuit, mais sont surtout sollicitées pour être remplies le week-end, car la consommation est faible, et turbiner toute la semaine, toujours lors des pics de consommation.

Quant au stockage d’une saison à l’autre, ce sont l’atmosphère, l’océans et les montagnes (les glaciers surtout) qui s’en chargent. L’hiver, les précipitations plus abondantes permettent au centrales hydroélectriques « au fil de l’eau » de rencontrer un débit plus important et donc de produire davantage que l’été ; et les lacs, remplis pendant la fonte des glaces, se vident en turbinant cette eau l’hiver pour combler nos besoins.

L’éolien et le solaire, eux, subissent tout cela, sans que cela ne soit optimisé pour nos besoins.

Toutefois, à la même période, j’expérimentais de m’adapter à la production éolienne et solaire. Et ça marche, sans trop d’effort…

Mais uniquement en considérant les moyennes journalières, et certainement pas au cours de la journée !

Et le jeu des prévisions météo a continué quelques jours. Dans un seul but : rendre visible ce qu’on appelle « intermittence », et montrer à quel point adapter la consommation demande davantage que de « vrais ingénieurs » ou juste de la « volonté politique ».

Transition énergétique : deux exemples européens

Commençons par une énigme…

Deux pays européens. Démographies assez comparables, niveaux de développement également. Deux transitions énergétiques, dans les deux cas basées sur le développement des énergies renouvelables.

GHG : GreenHouse Gases (ou GES : gaz à effet de serre).

Besoin d’indices ?

Les deux courbes précédentes démarrent en 1990. Voici le détail des mix électriques des deux pays à cette date :

Les conditions initiales sont très semblables. Les énergies renouvelables sont insignifiantes, le charbon domine largement et le nucléaire se taille des parts très proches dans les deux cas. La différence réside dans un petit 10% à la marge : pétrole pour le pays 1, gaz pour le pays 2.

Réponse ?

Sur Twitter, tout le monde avait reconnu l’Allemagne comme Pays 2. Mais le Pays 1 a fait pas mal réfléchir… Il s’agit du Royaume-Uni. Retenons des derniers graphiques qu’ils partaient à peu près du même état initial.

Voilà comment, dans l’intervalle, le mix allemand s’est transformé :

Les énergies renouvelables et le gaz ont augmenté, mais n’empiétant que peu sur le charbon, et surtout sur le nucléaire. On a remplacé beaucoup de bas-carbone et pas mal de très carboné par beaucoup de bas carbone et pas mal de moyennement carboné (dont la biomasse, généralement, le bois !)

Effort énorme, mais vous connaissez l’histoire, résultat médiocre à cause de l’effort de remplacer le nucléaire malgré sa production énorme, son caractère bas carbone, sa production fiable.

Quant aux Britanniques, voilà quelle fut leur stratégie :

Sacrifice brutal du charbon, très carboné, au profit des EnR bas-carbone et du gaz moitié moins émetteur de CO2 que le charbon. Là où on avait 1 GW de charbon, on a, en gros, quelques GW d’éolien lorsqu’il y a du vent, et 1 GW de gaz en back-up.

Exactement ce que certains veulent faire en France, mais avec « nucléaire » à la place de « charbon » (mais toujours « gaz » à la place de « gaz », hein).

Mais où veux-je en venir ?

Et ça me fait dire que l’éolien, c’est super. Couplé au gaz, pour remplacer du charbon, ça marche à merveille ! En termes physiques, mais pour ce que j’en sais, aussi en termes économiques ! Contrairement aux insinuations de certains, je suis pas dans le bashing systématique des EnR. Je trouve ça juste insensé de dépenser des fortunes pour leur faire remplacer le nucléaire, comme en Allemagne, et comme certains le souhaitent en France.

Mais pour remplacer, ne serait ce que partiellement le charbon, je dis OUI ! Et même si c’est que partiel, c’est rapide – contrairement au nucléaire, hélas.

Et donc l’éolien+gaz, c’est très bien comme transition pour sortir du charbon en réduisant à court terme les émissions de GES du système électrique (n’oublions pas que la transition énergétique ne se limite pas à la production électrique !).

À plus long terme, ma vision est que c’est au nucléaire de venir remplacer le gaz, avec plus ou moins d’EnR en plus ou en moins selon ce qui sera le plus optimal. Voilà à quoi devraient ressembler les deux phases d’une décarbonation d’un système électrique. Et les anglais sont en train d’achever la première phase et de préparer la seconde – même si, concédons le, le nucléaire futur chez eux va d’abord devoir remplacer le nucléaire ancien, avant de remplacer le gaz.

Et de ces deux pays, vous savez lequel est toujours pris en exemple par l’écologisme ? Et celui dont on ne salue que rarement les performances, chez nous ?

Plutôt que de se demander : « Qu’est-ce qu’on peut faire d’efficace ? », on se demande : « Qu’est-ce qu’on peut annoncer ? »

Ce sont les mots de Bréchet, ex Haut Commissaire à l’Énergie Atomique, dans cette excellente interview donnée au Point.
Ils feront une très bonne conclusion.

Impact de la canicule 2019 sur le système électrique français

La semaine du 22 au 29 Juillet 2019 a été marquée par une vague caniculaire ayant d’une part sollicité les moyens de climatisation, et d’autre part mis à rude épreuve les moyens de production électrique – dont le très médiatique nucléaire.

Selon le twittos @buchebuche561, douze réacteurs nucléaires en production à cette période ont du réduire leur puissance pendant cette vague de chaleur, et deux autres, les deux réacteurs de la centrale de Golfech, ont été mis à l’arrêt complet.

En plus de cela, seize tranches étaient à l’arrêt complet pour leurs opérations de maintenance, de rechargement du combustible, ou de visites décennales. D’autres réacteurs encore ont subi des réductions de puissance indépendantes de la canicule, pour des travaux de maintenance spécifiques ou suite à des défaillances.

Au-delà du nucléaire, le vent était très peu généreux, les panneaux solaires souffraient de la chaleur (le rendement baisse avec la température), et la résultante fût une production électrique au gaz substantielle pendant la semaine. Plus encore, la France est devenue par moment importatrice nette. Non pas que le réseau était à ses limites, mais les lois du marché faisaient alors qu’il était plus économiquement intéressant d’importer que de brûler davantage de gaz.

L’hydraulique n’était pas aidée non plus : la petite hydraulique (centrales électriques dites « au fil de l’eau ») était limitée par des débits faibles, et la grande hydraulique (barrages) s’économise l’été pour ne pas vider des réserves d’eau qui seront précieuses en hiver.

Bilan.

Pour l’hydraulique, pas de surprise : une base constante et des pics périodiques, le tout très modeste pour les raisons données ci-avant.

Pour l’éolien c’est pareil, sans la base constante. On voit une remontée le week-end (fin de canicule et temps orageux sur une bonne partie du pays) mais un parc dans l’ensemble à l’arrêt.

Pour le solaire pas de surprise non plus. C’est toujours joli, ça produit pas mal mais loin du maximum malgré l’ensoleillement (cette histoire de rendement), et ça se casse la gueule lors des orages, normal.

Et, enfin, le nucléaire. @buchebuche561 a été voir les motifs de chaque indisponibilité (partielle ou totale) de production, pour savoir lesquelles sont imputables à la canicule, et lesquelles n’ont rien à voir. Un énorme merci pour ce gros boulot ♥.

Du coup, j’ai pu tracer la production, le parc installé (comme sur les précédents graphiques, du coup), mais aussi la production qu’on aurait pu attendre sans les limites imposées par la canicule.

Ça permet de visualiser l’impact de la canicule, qui ne joue clairement pas que sur l’épaisseur du trait. Rien que les 2600 MW de Golfech font mal. Mais ça n’est pas non plus un effondrement.

Les indisponibilités du fait de la canicule restent une minorité des indisponibilités habituelles en été (qu’on doit au fait qu’on veut une disponibilité max l’hiver, donc on concentre la maintenance l’été et l’automne).

Et les imports et exports, pour finir. L’effet week-end encore très visible : remontée de la production éolienne et surtout baisse de la consommation -> On se remet à exporter à bloc.

Je profite de ce dernier cas pour signaler une limite des graphiques radar : les faibles valeurs sont, visuellement, minimisées. Ici, les 0 à 2 GW d’imports, par exemple, sont à peine visibles. Alors qu’une variation de 4 à 6 GW par exemple occupent une aire bien plus grande.

C’est pour ça que j’évite de représenter les différents moyens de production sur un même graphe… Les petites valeurs du solaire (car plus petit parc) sont visuellement encore plus minimisées devant le nucléaire.

On m’a proposé une échelle non linéaire pour compenser, mais j’ai peur que ça embrouille. Donc je reste là-dessus… Mais gardez juste en tête que le radar déforme visuellement en minimisant les petits valeurs (et inversement).

Quelques mots, pour finir, sur l’explication de ces arrêts / réductions de puissance.

Non, les réacteurs n’étaient pas empêchés de fonctionner à cause de la chaleur. Les circuits primaires et secondaires des réacteurs tournent à 200-300 °C, donc ce ne sont pas 10°C de plus à l’extérieur qui vont faire la différence.

Non, le problème n’était pas de pouvoir refroidi le réacteur. Pour la même raison ; quand il s’agit de refroidir un circuit à 250 °C, une source froide à 30 °C fait toujours l’affaire.

Non, la sûreté n’a à aucun moment été compromise. Un réacteur à l’arrêt a besoin de cinquante fois moins de refroidissement (pour ses fonctions de sûreté) qu’un réacteur en production (pour son fonctionnement). Donc, schématiquement, lorsque la canicule atteint le seuil où l’on met le réacteur à l’arrêt, le seuil où la sûreté serait remise en question est cinquante fois plus loin.

L’arrêt / la réduction de puissance des réacteurs est une problématique de protection de l’environnement. La réglementation impose des contraintes sur la température de l’eau rejetée en aval des réacteurs : une limite absolue, et une limite relative. C’est à dire que les rejets ne doivent ni dépasser une certaine température, ni dépasser de X degrés la température en amont, et ce afin de limiter le stress sur la biodiversité aquatique.

Et lorsque la température en amont approche la limite absolue en aval… Il faut réduire l’échauffement, voire cesser de réchauffer l’eau.

Plus d’infos dans ce thread :

Tout ce béton, tout cet acier pour construire un réacteur nucléaire !

C’est que, l’industrie sidérurgique et la fabrication de ciment, ça en produit beaucoup du CO2 !

EPR Flamanville :

  • 300 000 m3 de béton
  • 42 000 tonnes d’acier

Source : Wikipédia.

Production attendue : 1600MW*0,80*60 ans*8766 h/an = 700 TWh.
Donc 430 m3 de béton par TWh (disons 1300 tonnes), et 60 tonnes d’acier par TWh.

Éolienne Gamesa G 90 de 2 MW :

  • 1100 tonnes de béton
  • 140 tonnes d’acier

Source : ADEME, pages 87-88. Fonte inclue dans les aciers.

Production attendue : 2MW*0,23*25 ans*8766 h/an = 0,1 TWh/an.
Donc 11 000 tonnes de béton par TWh et 1 400 tonnes d’acier par TWh.

L’EPR consomme donc 8 fois moins de béton et 20 fois moins d’acier que l’éolien.

Si je prends l’étude, un peu plus soigneuse, du Department of Energy sur le sujet, ils donnent 800 t/TWh de béton et 160 t/TWh d’acier pour le nucléaire, et 8000 t/TWh de béton et 1800 t/TWh d’acier pour l’éolien.

On a là un facteur 10 pour le béton et 11 pour l’acier, donc toujours à l’avantage, très marqué, du nucléaire.

Source.

Les énergies renouvelables n’ont de renouvelable que leur énergie primaire : les moyens de production sont, eux, terriblement gourmands en ressources naturelles.

En d’autres termes : l’électricité renouvelable n’existe pas. Il n’y a que des moyens de production plus ou moins durables… Et le nucléaire fait partie des plus durables.

ADEM…ystifier

Introduction

En décembre 2018, sans se cacher d’une certaine politisation du calendrier en raison du débat public sur la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie qui battait son plein, l’ADEME nous a gratifié d’une nouvelle étude sur le futur du système électrique français.

Ou, plus exactement, la synthèse de l’étude, promettant la diffusion ultérieure de l’étude complète. Néanmoins, à ce jour, la synthèse attend toujours d’être appuyée de l’étude complète.

Dans cette étude, l’ADEME « prévoit […] un fort développement de la part des énergies renouvelables, estimée à 85% en moyenne en 2050 et à plus de 95% en 2060. » Tout en taclant la production nucléaire : le parc actuel pourrait être en partie mis à profit du développement des énergies renouvelables, tandis que la création d’une nouvelle filière (EPR) serait écartée car non compétitive.

Une lecture attentive mais non experte permet néanmoins de nuancer en profondeur les affirmations trop catégoriques du communiqué de presse, repris abondamment dans les médias le jour de la parution de la synthèse, avec un manque d’esprit critique peu surprenant. Les critiques vinrent ultérieurement, mais comme toujours… La première idée était diffusée, et bien plus que ne peuvent espérer l’être les critiques.

Il s’agira ici de présenter mes propres relevés de lecture de cette synthèse, mais bien d’autres peuvent être trouvées sur le web, parfois concordantes, parfois dissonantes, parfois plus complètes, parfois plus approfondies sur certains points… Un certain nombre de ces réflexions sont référencées sur Twitter sous le mot-dièse #ADEMystifier.

Ma lecture de ce document ne sera pas un « debunk ». Je pense que l’on à affaire à des personnes compétentes et honnêtes, parmi les rédacteurs, capables de poser des hypothèses, dérouler un raisonnement et des méthodes sérieux, et aboutir à une conclusion. Le but ne sera donc pas de s’attaquer aux méthodes, mais plutôt de balayer du regard les hypothèses à la base.

En effet, lorsque des scientifiques établissent un raisonnement type « si A est vrai, alors B est possible », la retranscription dans les médias et l’opinion publique est, bien souvent, « B est possible », quand ce n’est carrément « B est vrai ». La notion d’hypothèse, de condition, est omise.

Ce sont donc ces hypothèses sur lesquelles nous allons nous pencher, et discuter des plus amusantes et fantaisistes, s’il y en a (spoiler : il y en a).

Pour commencer, je vous invite à lire cet excellent et court thread. Des remarques intelligentes sur lesquelles il n’est donc pas intéressant de revenir.

Édito

C’est avec l’éditorial du document que nous commençons cette lecture. Lequel appelle, d’emblée, à une réflexion sur l’étude ADEME de 2015, valorisant la possibilité et l’intérêt d’un mix électrique 100% EnR et très largement diffusée à l’époque.
Voilà ce qu’on peut en lire :

« Cette étude à caractère technique ne prétendait en rien définir une trajectoire souhaitable du mix électrique. »

Cette affirmation ne tranche en rien avec ce que l’ADEME prétendait alors. En revanche, on pourra trouver un paquet d’articles dans la presse, de discours de politiciens, ou de communiqués d’ONG environnementalistes, disant ouvertement l’inverse.

L’édito contient également un avertissement relatif à cette nouvelle étude, et cela mérite d’être rappelé dans les articles de presse relayant l’étude – il faudrait vérifier s’ils l’ont fait :

Cette étude ne dit rien, bien sûr, des autres considérations d’ordre social, industriel ou environnemental.

L’ADEME est franche et le dit ouvertement dès la page 1 de sa synthèse. C’est une étude dont le périmètre est limité et les limites très clairement identifiées et énoncées. On jugera si la presse et les ONG ont repris cette précaution, où l’ont écartées… Si « Si A est vrai, alors B est possible » a bel et bien perdu son « Si A est vrai ».

Résultats clés

Page 2 de la synthèse. On nous présente des résultats, donc il n’y a pas vraiment d’hypothèse à relever, mais des éléments intéressants toutefois.

Le surcoût de développement d’une filière industrielle EPR (24 GW en 2060) serait au minimum de 39 milliards d’euros pour la nation.

Mais du coup, que l’on m’explique ce tweet ?

En vérité, page 2, une note de bas de page nous indique que ce calcul aboutit à 39 G€ avec un taux d’actualisation de 2,5%. Sans actualisation, le surcoût est alors de 85 G€, comme indiqué dans le tweet.
Le jour même de la parution de la synthèse, donc, l’ADEME elle-même, sur les réseaux sociaux, communiquait des résultats en faisant déjà l’impasse sur les hypothèses derrière…

Méthodologie et principales hypothèses

À cette page, l’ADEME nous re-confirme retenir un taux d’actualisation de 2,5%. Je n’ai pas les compétences pour le juger, je le prends volontiers tel quel. Sans faire d’exception en retenant 0% quand ça m’arrange ! Ce procédé est pour le moins… Litigieux.

On voit également à cette page que sur la consommation nationale d’électricité, on a un scénario « demande basse, où l’électricité passe de 25 à 40% de la consommation française d’énergie finale (pompes à chaleur, voitures électriques…) mais baisse nettement en valeur absolue (d’environ 450 TWh à environ 400).
Bon, consommer moins d’électricité en recourant plus souvent à l’électricité me paraît assez fantaisiste, mais il y a aussi un scénario « demande haute » pour lequel la consommation est en augmentation, et les deux sont pris en compte, donc c’est réglo.

Concernant le taux d’actualisation, on y revient aux pages 6 et 7, où l’on parle de 5,25% pour les EnR et 7,5% pour le nucléaire, dans les calculs de LCOE (levelized cost of electricity). Si la différence entre les deux se discute, elle est toutefois expliquée : c’est la rémunération des risques financiers, jugée plus élevée pour les investissements dans le nucléaire, qui l’expliquerait. En revanche, la raison pour laquelle on a perdu les 2,5% dont il était auparavant question m’échappe.

L’on m’a suggéré que le 2,5% pourrait être un taux d’actualisation, tandis que les 5,25 et 7,5% n’en sont pas (il s’agirait d’une coquille), mais des taux de rendement des financiers – qui exigent des rémunérations plus élevées pour les investissements plus risqués, ce qui serait cohérent avec l’explication avancée ci-avant. Je me permets de rester sur cette explication.

Coût de production de l’électricité renouvelable

Nous sommes toujours pages 6 et 7, où l’on peut constater les ambitions importantes quant à la baisse des prix des énergies renouvelables. En particulier, une décroissance exponentielle pour l’éolien offshore : de 140-180 €/MWh en 2020, elle baisse à 100-120 en 2025, 70-90 en 2030 et 60-80 €/MWh en 2040. L’éolien onshore arrive également à beaucoup baisser, de 70 à 40 €/MWh, et 70 à 30 €/MWh pour le solaire photovoltaïque au sol.

Bref : ce qui est cher baissera beaucoup, et ce qui a déjà beaucoup baissé continuera à baisser. Chacun appréciera !

Pays voisins

Concernant les pays voisins, l’ADEME reprend les hypothèses d’autres études, dont une réalisée par l’ENTSO-E.
Mais pas pour l’Allemagne, où ils se basent sur la promesse, purement politique, d’un mix électrique à 65% renouvelable en 2030. À démystifier, hein ? 😉

On se retrouve donc avec l’hypothèse d’une sortie totale du charbon en Europe de l’Ouest (jusqu’à la Slovaquie et la Slovénie, mais Pologne exclus) entre 2035 et 2040. Au moins une hypothèse que je souhaite très fort être vraie.

Lien entre nucléaire et gaz

L’étude réalise plusieurs scénarios qu’elle compare. Il en existe un où l’on sort du nucléaire au plus vite, en arrêtant un tiers des réacteurs actuels à 40 ans (ça, c’est dans tous les scénarios) et les deux tiers restants à 50 ans. Un scénario à la Greenpeace, EELV, LFI, etc., quoi. Encore que pour certains, si on leur laissait le choix, ils arrêteraient tout le parc à 40 ans.

Et bien ce scénario est le seul qui aboutit à la construction de nouvelles centrales à gaz. 15 GW, pour 12% du mix électrique en 2040.

Donc l’ADEME elle-même confirme qu’une fermeture prématurée du parc nucléaire est une connerie pour nos émissions de gaz à effet de serre. Si les organismes politiques ou non gouvernementaux cités plus tôt savaient lire aussi ce qui ne conforte pas leurs croyances…

Intermittence

Voilà un sujet intéressant !

En 2050, l’ADEME considère que 80% de la capacité de stockage que constituent les véhicules électriques est pilotable, et mise à contribution pour assurer la stabilité du réseau. Vous sentez venir cet âge où l’on chargera sa voiture sur autorisation, si les vents sont favorables, et où l’on sera obligés de décharger la voiture pour se chauffer en vague de froid ?

Ensuite, on arrive sur un des meilleurs moments de la lecture de ce rapport. Les exemples de courbes de production et de consommation électrique en 2050.

Cette courbe a été très moquée, mais je ne vais pas me priver d’en rajouter une couche !

Ce qui saute aux yeux en premier lieu, c’est le coup de la « semaine d’hiver ». Un début septembre bien ensoleillé (jusqu’à 40 GW de solaire sur un parc de 80 GW). Une semaine d’hiver en début septembre. Voilà qui est annonciateur d’un dimensionnement solide pour passer les pics de consommation de l’été, en février !

On saluera aussi la quasi-disparition du pic de consommation du soir, y compris dans la « demande non pilotable ». Le profil de consommation des français a donc changé pour permettre aux énergies renouvelables de gagner en pertinence…

On voit aussi la part importante de l’industrie que l’on peut effacer si besoin, les 7-8 GW de batteries en plus des voitures électriques… Lesquelles sont d’ailleurs largement mises à profit, parfois le soir, parfois en journée. Selon les besoins du réseau – pas vos besoins à vous, non. Bref, les usagers sont largement asservis au vent et à l’ensoleillement. Tu m’étonnes qu’un mix 80% renouvelable soit intéressant dans ces conditions…

Les importations sont conséquentes, notamment la nuit.

La biomasse et la méthanisation sont à peu près aussi présentes que l’hydraulique. Je rappelle que l’impact environnemental n’est pas étudié, point à garder en tête lorsque l’on parle biomasse.

On a également une jolie base de 5 GW de « Autres EnR » : houlomoteur, hydroliennes, géothermie, incinération des déchets… Encore un élément à garder en tête, parce que non évident.

Mais ce qui m’intéresse le plus, c’est que l’on voit que l’on s’en sort avec 3 jours pauvres en production éolienne (mais riches en production solaire), et qu’on en appelle déjà, dans ces conditions, au gaz et aux importations. Mais qu’est-ce que ça va donner lors du vrai hiver, quand le solaire est insignifiant, et si l’éolien vient à manquer !

Prix consommateur du kilowattheure

Encore un grand moment. Une des plus belles perles.

Page 13, on nous présente que le scénario dit « de référence » aboutit à un MWh entre 90 et 95€ à partir de 2040, après un pic à 105 €/MWh en 2030. En comptant une large part de coûts de réseau, d’EnR, d’imports…
On pourrait tiquer sur le fait que le coût des batteries et de la flexibilité soient jugés dérisoire, mais on n’est pas là pour ça.

Les coûts semblent bel et bien tout inclure. Ou presque : il est précisé qu’ils n’incluent pas…
Suspense…

Ils n’incluent pas les coûts relatifs à l’efficacité énergétique. Ah. Bon, Ok, d’un autre côté, c’est normal de ne pas les compter dans le coût de l’électricité. Mais on les comptera dans le coût total du scénario, hein ?

Et bien, c’est à dire que… Je vous ai déjà montré ma collection de timbres ? *diversion*

Coût des scénarios de transition

Non, ils ne le sont pas. Il y a même un scénario nommé « efficacité énergétique », qui ne prend pas en compte les coûts liés aux efforts d’efficacité énergétique.

C’est même, des sept scénarios étudiés, le moins cher ! Forcément, puisqu’il repose sur un effort important dont on ne chiffre pas le coût…

Quand on regarde tout ça, en écartant le premier scénario, absurde, il reste 6 scénarios dont le coût avoisine 1300 milliards d’euros, avec une plage de variation de 40 milliards (3%) entre le moins cher (« prolongement nucléaire facile ») et le plus cher (« EPR en série »). Du coup, je m’interroge : l’ADEME établit un classement entre six scénarios pour déterminer un cas optimal, alors que l’écart entre chacun de ceux-ci est très faible.

Quel impact sur le classement si l’éolien coût 5% plus cher que prévu ? Si les taux d’actualisation sont à décaler de 0,5 points ? Comment s’en tirent les différentes trajectoires si les pays voisins ne suivent pas les trajectoires qu’on leur prête ? Si le public n’accepte pas de fournir gratuitement ce qu’on attend de lui en flexibilité ? Les coûts projetés de la filière batterie (en véhicule électrique ou en parcs de batteries) et ceux de la filière power-to-hydrogen, hautement hypothétiques, peuvent-ils bousculer les comparaisons ?

Il me paraît fort présomptueux, au vu de l’incertitude sur les hypothèses et les faibles écarts sur les résultats, d’avancer de manière ferme que telle ou telle trajectoire est moins chère qu’une autre. Pas vous ?

Les scénarios sont tellement proches qu’un simple petit ajustement, très léger, de quelques hypothèses peut changer le classement, à mon avis. Et ce constat fait, je rappelle l’un des rôles de l’ADEME, telle que fixés par l’article L131-3 du Code de l’Environnement :

[…] Cet établissement public exerce des actions, notamment d’orientation et d’animation de la recherche, de prestation de services, d’information et d’incitations dans chacun des domaines suivants : […] 4° La réalisation d’économies d’énergie et de matières premières et le développement des énergies renouvelables, notamment d’origine végétale ; […]

En étant un poil médisant, je pourrais aller jusqu’à envisager que si l’ADEME se retrouve à choisir entre deux hypothèses allant en faveur du nucléaire ou des énergies renouvelables, la loi lui impose de choisir la seconde.

Bref, continuons un peu…

Le parc nucléaire historique

Globalement, sur ce sujet, leurs hypothèses me paraissent raisonnables. Ils supposent systématiquement la fermeture d’un tiers des réacteurs à 50 ans, quel que soit le scénario, mais c’est présenté comme une hypothèse conservative, dans le cas où EDF ne parviendrait pas à obtenir la prolongation de la totalité des réacteurs, ce qui est discutable, mais pas insensé.

Il est dit, toutefois, que prolonger tout le parc à 60 ans nous coûterait de l’argent à partir de 2040, à cause des « pertes d’opportunité ». C’est à dire que le nucléaire français serait la cause d’une surcapacité à l’échelle européenne, faisant baisser les prix de marché et donc faisant baisser sa propre rentabilité, ainsi que celle des EnR qui nous coûteraient donc plus cher en compléments de rémunération.

Ok, le raisonnement semble se tenir. MAIS.

Est-ce que l’on est en train de parler de construire 80 GW de solaire, 90 GW d’éolien, 20 GW de stockage… Et de mettre sur le compte du parc nucléaire historique le problème de surcapacités ? Et bien oui, ma p’tite dame !

Ceci étant dit, entre 2050 et 2060, selon les scénarios, on devient importateurs nets d’électricité, donc j’ai bien envie de dire qu’on aurait intérêt à avoir des surcapacités pour faire baisser les prix de marché, hmm ? Toutefois, ils admettent sur ce point que leur modèle n’est pas apte à réaliser des projections solides au-delà de 2050.

Fin et conclusion

S’ensuit tout un passage sur le marché, je ne vais pas trop m’y immerger. Puis un autre sur la stabilité en fréquence du réseau, mais le thread de Nicolas Goldberg cité au début de cet article dit tout ce qu’il y a à dire dessus. Mais il y a quand même un gros trou dans cette étude à ce sujet. Ses auteurs, toutefois, le reconnaissent et proposent des pistes pour améliorer la stabilité en fréquence. À ne pas oublier lorsque des politiciens viendront présenter cette étude comme une trajectoire « prête à adopter » !

Enfin, la synthèse se termine par une pleine page « Limites et perspectives ». Un beau geste de transparence (« limites identifiées et énoncées », disais-je plus tôt). Et parfois des aveux folkloriques.

La compétitivité des EnR françaises face aux EnR à l’étranger n’a pas été étudiée.

Donc toutes les hypothèses sur la rentabilité des importations et exportations sont plus ou moins infondées, si je comprends bien ? Celles qui servaient à disqualifier la rentabilité d’un prolongement maximal du parc nucléaire ?

L’optimisation économique n’intègre pas de considérations ni d’indicateurs d’ordre social, environnemental ou industriel, comme les impacts sur l’emploi, sur l’environnement (sol, paysages, biodiversité, consommation de matériaux, etc.) ou sur le positionnement des industriels français sur les nouvelles technologies qui pourraient être susceptibles de conduire à un optimum différent, dans le sens du développement durable.

C’était dit, c’est répété, et il est vraiment important de garder en tête ces limites.

Je vais conclure en parlant de la forme : il y a pas mal de coquilles. Je ne vais pas m’amuser à les énumérer, ça serait lourd et mesquin, mais il y a clairement un côté « pas fini ». Ce n’est pas grave, hein, mais ça tend à confirmer qu’il y a eu une accélération du process pour sortir le document en plein débat public. Un calendrier politique, donc.

Allez, le mot de la fin : l’ADEME a produit un travail, à priori, sérieux et intéressant.

Mais s’est livré à un jeu de communication beaucoup moins intègre, et qui ne peut qu’être amplifié dans la presse et les politiques. Alors… Soyez vigilants. Tout simplement !

#AntinucléairesVSclimat : « Transition énergétique : l’Allemagne montre la voie ! »

Thread initial par @Astrochnis :

Les passages en italique sont les retranscriptions exactes des propos de l’auteur de ce thread. Les passages en caractères romans sont mes propres ajouts et commentaires, dont je vais minimiser le nombre pour ne pas dénaturer le propos initial.

À en croire le Réseau Sortir du Nucléaire, l’Allemagne aurait baissé ses émissions de GES grâce à la baisse du nucléaire, et grâce à l’essor du renouvelable, avec de très jolis graphiques sur la gauche, et que donc l’Allemagne serait un modèle à suivre. Sans vouloir vous spoiler le truc, il semble qu’ils confondent corrélation et causalité.

Regardons les chiffres bruts. Si j’en crois [Eurostat], les émissions totales de GES sont de [1264] MtCO2 en 1990 et [927] MtCO2 en 2014.
Ensuite, ils mettent en corrélation un baisse d’une valeur absolue avec les évolutions de valeurs relatives. Grosse erreur!!!

On ne compare jamais une valeur absolue à une valeur relative, sauf si le dénominateur de la valeur relative reste inchangé ! En plus, les émissions de gaz à effet de serre ne viennent pas toutes de la production d’électricité, mais aussi de l’industrie, du transport, du logement.Bref, Sortir du Nucléaire sombre déjà dans le délire. Mais admettons qu’ils puissent avoir une bonne intuition et regardons, correctement, les valeurs absolues. Je suis donc allé sur Eurostat chercher les émissions de GES dues à la production d’électricité de l’Allemagne (en MtCO2)et les productions électriques nucléaires et renouvelables (en TJ). Toutes les données viennent d’Eurostat, histoire d’avoir les mêmes sources [qu’eux]. Et voici les courbes :

Est-ce que vous le voyez le lien entre baisse du nucléaire et baisse des émissions de gaz à effet de serre DUES A LA PRODUCTION D’ÉNERGIE? Non. Et le lien entre cette baisse et la hausse des renouvelables? Non, plus.
Si j’étais taquin, je dirais même que plus le rythme d’installation de renouvelable augmente, moins les émissions de GES diminuent…

Passons à la partie droite de l’infographie. Ici, je tiens à remercier @NicolasMeilhan et son billet, qui m’ont permis de découvrir le document que je vais vous présenter.
Il s’agit d’une figure d’un des rapports de l’Institut Boell, concernant le charbon en Allemagne. Qu’est-ce que l’Institut Boell ? Il s’agit d’une fondation politiques, rattachée à un parti politique allemand, Die Grünen , soit EELV chez nous. Donc une fondation politique écolo.

Voyez la courbe ci après. Elle représente toutes les centrales à charbon et lignite prévues en Allemagne. En bleu et vert, celles dont la construction a été arrêtée, ce qui correspond au nombre de 6 donné par Sortir du Nucléaire, en effet. Par contre, en jaune, orange et rouge, celles dont la construction est prévue, celles en construction, et celles dont l’exploitation a commencée entre 2012 et 2015. Avec notamment la centrale de lignite de Neurath, exploitée depuis 2015 avec une puissance équivalente à la centrale de Fessenheim…

Alors quand @sdnfr dit qu’il n’y a pas eu de nouveaux chantier de centrales à charbon, comment dire, c’est assez contestable. Lien vers le rapport de Boell.

Pour la dernière partie de l’inforgraphie, je ne vais pas trop m’étendre sur le fait que le nucléaire N’A PAS été remplacé par le renouvelable, j’en ai déjà parlé :

Dernier point. Le Réseau SdN dit que l’Allemagne montre la voie. Quand on lit le dernier rapport du GIEC et qu’on compare les émissions des deux mix électriques, on aurait plutôt tendance à dire que l’Allemagne montre une voie sans issue.

Crédit ElectricityMap

#AntinucléairesVSclimat : « Économies d’énergie + renouvelables = nucléaire arrêté + climat protégé ».

Thread initial par @altern_is :

Les passages en italique sont les retranscriptions exactes des propos de l’auteur de ce thread. Les passages en caractères romans sont mes propres ajouts et commentaires, dont je vais minimiser le nombre pour ne pas dénaturer le propos initial.

Un petit rappel, comme toujours (oui, le thread va commencer, c’est bientôt la fin des bandes-annonces).

Alors mes petits amis, nous ici on va s’intéresser à la fiche suivante. 
Vous allez me dire : ‘Oh mais le petit malin, il a déjà traité le sujet !’. Bah ouais. Je vous ai dit que j’avais pas de temps
😎.

Passons outre le chapeau si vous me le permettez et intéressons-nous à la phrase « Le pays le plus nucléarisé au monde peut remplacer le nucléaire sans surcoût ». Alors même si j’invalide cette phrase dans un de mes threads (infra), allons un peu plus loin.

Nos amis de SdN nous disent que c’est l’ADEME qui dit que ‘produire l’électricité de la France en 2050 100% EnR = pas + cher que garder 50% de nuc’ « Dont l’ADEME sous-estime pourtant le coût ». Les saligauds. Allons donc gentiment fouiller dans ledit rapport.

Déjà, en page 5 du rapport, on trouve la phrase suivante :
« nous n’ignorons pas l’enjeu que représente la gestion de la stabilité du réseau, qui n’est pas traité dans l’étude. »
Bon, ça sent pas très bon, mais continuons.

On a beau fouiller le rapport on ne trouve pas explicitement le constat cité par SdN. Mais à la page 14, nous avons une comparaison du coût de l’énergie (€/MWh) pour différents scénarios EnR. Et on voit 100% EnR (réf.), 95% EnR, 80% EnR, 40% EnR… Ah, serait-ce le fameux 50% nucléaire dont parle SdN ? Considérons que c’est le cas.

Ainsi on voit qu’entre le 100% et 40% EnR, le prix est varie de 2€. Donc oui, le rapport dit ceci si l’on considère que le 40% EnR est le 50% nucléaire.

Mais quel est la différence de prix entre le 100% EnR et si on gardait notre parc nucléaire à 75% ? Soyons joueurs et allons plus loin : qu’est-ce qui coûte plus cher entre construire un parc 100% EnR et 100% nucléaire ? C’est ça qui est réellement intéressant !

Pour faire la comparaison, on va utiliser… une règle de 3 ! Ça va me changer de mon quotidien et tout le monde est capable de la faire :-). Pour simplifier, on va faire un 100% nuc’ vs un 100% éolien. 

Certain vont objecter « Oui mais les autres EnR », mais ça ne change pas le fond du calcul.

  • Le nucléaire a un facteur de charge de 80%. L’éolien 20% (Source : Allemagne). Facteur 3-4.
  • La durée de vie d’un réacteur est de 60 ans. L’éolien dure 20 à 30 ans. Facteur 2-3.
  • Le réseau reste inchangé avec un nucléaire à neuf. Pour l’éolien, l’Allemagne nous a montré (et ils étaient pas super fiers) qu’il faut mettre 0,5 à 1 fois le prix d’une éolienne par éolienne dans le réseau. Facteur 1,5-2.
  • Le stockage sur le 100% nucléaire est de l’ordre de 10% de la production. Pour l’éolien, 50-60%. Facteur 2. Sans compter l’expropriation.
  • Je prends un facteur 2 ici car je considère que l’investissement en stockage n’est pas linéaire. Je pense que c’est un peu sous-estimé, mais bon.
  • D’ailleurs pour les petits malins du fond, faire du stockage intersaisonnier sur batterie pour une maison, c’est un investissement égal au prix de la maison.
  • Le nucléaire coûte 3-5k€ le kWh. L’éolien 1,5 k€. Facteur 0,3-0,5.

Au final, on se retrouve avec un facteur 10-20 entre le 100% nucléaire et le 100% éolien et par extension EnR.

Par extension, en prenant l’argumentaire de SdN, passer à 40% EnR coûte toujours 10 à 20 fois plus cher que le 100% nucléaire. Merci SdN de confirmer indirectement que passer à 50% de nucléaire est une ineptie 😍 !

Passons à la suite. D’après l’IAE, « c’est l’efficacité énergétique qui pourra assurer d’ici 2030 50% des réductions des émissions de CO2 ».
Oui, ok, si on produit moins d’énergie carbonée, on pollue moins, ça me paraît logique. Mais je ne vois pas le rapport au nuc’ s’il y en a un.
En fait, le reste de l’affiche parle de la réduction de la consommation d’énergie, en citant Ecofys, sur lequel je n’ai pas grand chose à dire et négaWatt, dont on reparlera du scénario un autre jour promis car il faut voir ce qu’ils appellent « en améliorant notre qualité de vie ».

Au final, que retient-on ? La première phrase est factuellement fausse et justifiée par un argument valide en soi mais qui est hors sujet dans le débat qu’ils veulent mener.
Leur argument se retourne même contre eux : on a vu que passer à 40% d’EnR coûte 10 à 20x plus cher qu’un tout nucléaire en se basant sur l’étude de l’ADEME.
Mais je reste critique sur l’étude de l’ADEME que je soupçonne de ne pas scaler correctement le réseau avec la proportion d’EnR, ce qu’ils avouent en préambule de leur étude et qui est un biais considérable (cf. 0.5 à 1 fois le prix d’une éolienne par éolienne).
Un 40% EnR coûterait donc moins que 10 à 20x plus cher, mais 5 à 10x est déjà trop.
Voilà, c’est tout pour moi, je retourne travailler avant de déclencher un incident diplomatique avec ma boss ! Portez vous bien et surtout lisez les autres threads
😉 !