On m'a posé de nouveau hier la question (courante et pas idiote) suivante : « vous imaginez mettre du nucléaire sur toute la planète pour remplacer les fossiles ? »
C’est une question très légitime. Bien que rares soient les gens à voir dans le nucléaire une solution unique ou ne serait-ce que prédominante dans les mix énergétiques futurs, il est assez consensuel (et oui !) que le nucléaire a un rôle non négligeable et croissant à jouer dans l’approvisionnement mondial en énergie bas-carbone.
Cependant, les spécificités de l’énergie nucléaire sont telles que l’on peut difficilement imaginer chaque pays du monde imiter la France avec près d’un réacteur par million d’habitant, ni même des pays au développement nucléaire plus modeste.
Alors, fous sont les « nucléocrates » qui veulent recouvrir la planète de centrales atomiques, les installer dans des régions au climat inadapté, politiquement instables ou scientifiquement pas encore armées pour une telle technologie ?
La base, c’est d’avoir en tête que pour le dérèglement climatique, il n’y aucune solution unique ni aucune solution universelle.
Considérons, comme souvent sur ce blog, de limiter notre réflexion au seul secteur électrique. Vous n’aurez pas de mal à comprendre que le solaire photovoltaïque n’est pas très propice en Irlande ou que l’hydraulique de barrage offre peut d’opportunités aux Pays-Bas… Et pourtant, ça ne disqualifie pas ces deux technologies dans l’absolu, bien évidemment. Il serait sot pour le Maroc de renoncer à l’énergie solaire pour ce motif, de même en Norvège quant à la vidange de ses barrages. Chaque nation et, à une maille plus fine, chaque territoire a ses spécificités géographiques, industrielles, sociales, environnementales ou, encore, économiques. Les meilleures solutions seront celles qui seront les plus adaptées à chaque contexte !
J’insiste : il n’y a ni solution unique, ni solution universelle.
Donc non, définitivement, personne ne prétend couvrir le monde entier ni, en particulier, les économies émergentes ou les régions géopolitiquement instables de réacteurs nucléaires.
En revanche, il est possible de pousser la réflexion plus loin. L’on peut se demander, par exemple, où l’on peut déjà construire du nucléaire, et si à ces endroits, il y a ou non un potentiel significatif de réduction des émissions mondiales de carbone (passées mais, surtout, futures).
Pour ce faire, je vous propose une hypothèse très simple et très conservative : imaginons que les seuls pays où il est raisonnable, à l’avenir, de construire du nucléaire, sont ceux qui possèdent déjà un ou plusieurs réacteur(s) électrogène(s) de puissance. Et croisons cette liste à celles des pays les plus émetteurs de CO2 en 2019. En 2019 car, à date de première rédaction de ce billet, les données 2021 n’étaient pas encore publiques et les données 2020 trop marquées par l’effet COVID-19. Je précise également que je ne considère ici, en raison des données à ma disposition, que le CO2, et non pas les autres gaz à effet de serre.
J’ai été chercher les pays les plus émetteurs de dioxyde de carbone, qui cumulent 90% des émissions. 37 pays pour 90,1% des émissions exactement.
Parmi eux, 22 ont déjà un parc nucléaire, d’une puissance allant de 500 MW (Pays-Bas) à 95 900 MW (États-Unis) à la rédaction initiale de ce billet. Collectivement, ces vingt-deux pays cumulent 365 000 MW de capacité nucléaire et 77% des émissions de carbone.
Nous avons déjà une première réponse à cette question : 22 pays déjà nucléarisés représentent trois quarts des émissions mondiales de CO2. L’énergie nucléaire présente donc un potentiel considérable de réduction des émissions sans nécessiter d’équiper de nouvelles nations de réacteurs nucléaires.
Cependant, explorons un peu plus loin : quinze pays font donc partie du « Top 90% » des émetteurs, sans encore maîtriser l’énergie nucléaire. Parmi eux :
L’un est en train de construire sa première centrale (ce pays représentant 1,1% des émissions mondiales).
Deux ont eu, par le passé, des réacteurs (et représentent aujourd’hui 1,7% des émissions).
Six ont fait connaître leur ambition d’en construire à plus ou moins long terme (5,0% des émissions).
Six ne veulent ou ne prévoient pas de recourir à l’énergie nucléaire : l’Indonésie, l’Australie, la Thaïlande, la Malaisie, Singapour et l’Algérie (5,7% des émissions).
Cela porte donc le compteur à 31 pays qui maîtrisent, ont maîtriser ou s’apprêtent à acquérir la maîtrise de la production d’électricité d’origine nucléaire. Ces 31 pays représentent 84,4% des émissions mondiales de dioxyde de carbone ! Et d’autres encore suivront.
Une dernière fois : face au dérèglement climatique, nulle solution unique ou universelle, mais des solutions à adapter à chaque contexte. Et l’énergie atomique, malgré l’image qu’on peut en avoir ici bas, peut s’intégrer à beaucoup de contextes… Ou l’est déjà !
Cet été avec les coups de chaleur et la canicule, un argument anti-nucléaire s’est de plus en plus souvent imposé. J’aurais dû depuis des mois écrire un billet pour y répondre facilement, plutôt que ré-expliquer à chaque fois… Disons qu’il n’est jamais trop tard ?
De toute façon, c’est un sujet qui va ressortir tous les étés à minima, donc ça servira forcément. Par ailleurs, j’avais déjà regroupé plusieurs sources et ressources sur le sujet dans ce thread ci-dessous.
Celui d’aujourd’hui vient en synthèse et complément… Et je vais un peu plus développer sur la question de la sûreté. Allons-y !
On va se mettre en situation avec un réacteur de 1500 MW de capacité (les plus puissants en service en France en attendant l’EPR, et dans le monde derrière les EPR de Taishan), soit 4270 MW de chaleur.
Ah oui parce qu’il faut rappeler ceci : la fission nucléaire, et donc un cœur de réacteur nucléaire, ne produisent pas d’électricité. Ils produisent de la chaleur, dont un tiers environ est convertie en électricité par un système vapeur/turboalternateur. Il faut donc un réacteur qui dégage 4270 MW de chaleur pour générer 1560 MW d’électricité, dont 60 servent à faire fonctionner le réacteur –> 1500 MW d’électricité sont donc apportés au réseau. Et 2710 MW de chaleur doivent être dissipés dans l’environnement.
Pour ça, deux solutions : soit un échange air/eau dans des tours aéroréfrigérantes, avec une fraction de l’eau qui est évaporée et donc un appoint qui est fait en prélevant l’eau d’un cours d’eau. L’avantage, ça ne nécessite pas de gros débit d’eau et ça ne réchauffe quasiment pas l’eau du cours d’eau, mais par contre, ça en évapore une partie. Et une tour, ça prend de la place, et (donc) ça coûte. Deuxième option, un échange eau/eau avec l’eau de l’océan, de la mer, ou d’un cours d’eau. Là, il faut pouvoir prélever un gros débit, mais on en restitue l’intégralité à la source, sans rien évaporer. Par contre on la restitue plus chaude de quelques degrés.
À noter, parfois on écrit MWth pour préciser qu’il s’agit de puissance thermique, et MWe pour la puissance électrique. Dans ce thread, je préciserai explicitement à chaque fois (mais on va surtout parler de puissance thermique de toute façon).
Pour commencer à mettre quelques chiffres sur tout ça : pour évacuer 1000 MW de chaleur, il faut évaporer environ 380 kg d’eau par seconde. Et sans évaporation, il faut chauffer de 1°C un débit d’eau de 240 tonnes d’eau par seconde. Ou 120 tonnes/s, mais de 2 °C. Ou 80 tonnes/s, mais échauffées de 3°C. Etc. On retiendra 2 °C d’échauffement dans la suite.
Maintenant, quels impacts de la canicule sur la production de nos centrales ? Et bien il faut avoir en tête que les centrales ne peuvent ni évaporer une trop grosse partie de l’eau qu’elles prélèvent, ni trop échauffer l’eau en aval par ses rejets de chaleur. En effet, des réglementations environnementales limitent l’impact qu’EDF peut s’autoriser à avoir sur les cours d’eau, sur leur débit et sur leur température. Pour des raisons de protection de la biodiversité aquatique (ou marine, le cas échéant), et parfois par nécessité des utilisateurs de l’eau en aval.
Donc dans les faits, quand le débit du cours d’eau devient trop bas, ou quand la température en amont devient trop haute, les centrales ne peuvent plus rejeter toute cette chaleur. Évidemment, elles ne vont pas « accumuler » cette chaleur : elles vont simplement moins en rejeter, en réduisant la puissance du cœur, et donc la production de chaleur et d’électricité.
Dans le cas limite, elles sont mises à l’arrêt complet. Et tout ceci a un coût pour le producteur, puisque les centrales coûtent toujours, mais ne produisent plus donc ne rapportent plus d’argent. Ça, c’est le problème d’EDF. Et depuis des années, l’impact des coups de chaleur sur la production est assez marginal, et même s’il devait augmenter sensiblement avec le réchauffement climatique, pas de signal d’alarme de ce côté à ma connaissance.
Maintenant, oublions le sujet de la rentabilité des centrales et parlons sûreté. Est-ce qu’on ne va pas droit vers un accident nucléaire, si on n’a plus assez d’eau pour refroidir le réacteur ? C’est là qu’il faut avoir le réflexe de garder son sang-froid et de raisonner posément. On parle d’une insuffisance pour dissiper les 2710 MW de chaleur de notre réacteur en production à pleine puissance.
On l’a dit, la première chose à faire, c’est de baisser la puissance, puis si besoin, d’arrêter le réacteur. À ce stade-là, la question de la sûreté ne se pose pas. Elle ne se pose qu’une fois le réacteur arrêté. Autrement dit, si problème de sûreté il y a, évidemment, on va commencer par mettre le réacteur à l’arrêt ! Et on n’aura plus à évacuer que ce qu’on appelle la « puissance résiduelle ». Ce sont quelques MW de chaleur qui proviennent non pas de la réaction en chaîne, que l’on a arrêtée, mais de la désintégration spontanée des matières radioactives.
Et cette puissance va décroître rapidement avec la disparition des radionucléides à vie très courte, les plus radioactifs, puis décroître plus lentement à cause de ceux à vie longue, moins radioactifs, mais dans la durée.
Si on repart de notre réacteur, initialement, on avait 4270 MW de chaleur produite dans le cœur, dont 2710 à évacuer. Soit environ 1 tonne d’eau à évaporer par seconde, ou 325 t à réchauffer de 2 °C à chaque seconde.
On le met à l’arrêt. Soit progressivement si on le peut (ça prend quelques heures au bas mot), soit brutalement par un arrêt d’urgence. On va retenir ce second cas, plus cohérent si on raisonne en situation de risque sûreté.
Au déclenchement de l’arrêt, en l’espace d’une poignée de secondes, la réaction en chaîne est coupée. Ne reste que la radioactivité du combustible. Au fur et à mesure que les radionucléides dont les demi-vie sont inférieures à la seconde disparaissent, la puissance chute drastiquement à 10%, puis 5% de la puissance du réacteur. Après une minute, on n’est déjà plus qu’à 100 MW de puissance thermique. Évidemment, il n’y a plus de production d’électricité à ce moment-là, donc il ne faut pas évacuer les deux tiers mais la totalité de cette chaleur. Par échauffement d’eau de 2°C, en l’espace d’une minute, on est donc passés d’un débit de 325 t/s à… 12 t/s nécessaires.
Un quart d’heure après l’arrêt, il reste 60 MW à évacuer -> 6,6 t/s. Au bout d’une heure, 40 MW, 4,8 t/s. Après 24h, 18 MW, 2,2 t/s.
Je pense qu’une élévation de température ou une chute du débit qui nécessite d’en arriver à l’arrêt d’urgence de la centrale, on peut assez raisonnablement imaginer qu’elle serait anticipée au moins un jour à l’avance. Donc je propose de comparer les 325 t/s à pleine puissance aux 2,2 t/s nécessaires au refroidissement du cœur à l’arrêt, donc au maintien de la sûreté.
Autrement dit, quand, pour des raisons de températures ou de débit, le réacteur ne peut plus prélever ses 325 t/s nécessaires à son fonctionnement, et que donc on envisage sa mise à l’arrêt… On est plus de cent fois supérieur au débit nécessaire pour les fonctions de sûreté.
De manière plus vulgarisée : quand les médias et antinucs s’alarment parce qu’on met des réacteurs à l’arrêt en jouant sur les risques et la peur, en réalité, on a rogné dans moins d‘1% de la marge de sûreté.
Et avant d’en être à avoir un véritable problème de sûreté en raison de la température ou du débit de l’eau en cas de canicule… On va devoir attendre quelques degrés de réchauffement climatique de plus. On aura d’autres problèmes d’ici là. Et le temps de voir venir. Par ailleurs, si vraiment on en arrivait à rogner toutes les marges et avoir un risque de fusion du cœur, je ne doute pas qu’on trouvera acceptable d’évaporer davantage d’eau, quitte à, tant pis, aggraver l’impact de la chaleur sur l’écosystème. (Parce que oui, j’ai la conviction intime que moins d’eau est moins pénalisant pour la biodiversité aquatique que ne l’est un accident nucléaire grave, étonnant, non ? 😉 Mais on est si peu susceptibles d’en arriver là, de toute façon…).
Histoire de donner quelques derniers chiffres sur le « cas limite », une semaine après l’arrêt du cœur, il resterait 10 MW de chaleur à évacuer. En l’évaporant, un débit de 4 kg/s d’eau suffirait…
S’il y a des enjeux de sûreté, ils concernent plutôt la suffisance des capacités des systèmes de refroidissement et la tenue des équipements à la chaleur, pas le débit ou la température de la source froide. Et ça, ça s’étudie à la conception et aux réexamens de sûreté, ça fait partie de la vie normale d’un site nucléaire que de vérifier si les équipements sont adaptés à l’évolution des conditions extérieures. C’est un sujet ASN/Exploitants classique.
Pour conclure, oui, le nucléaire est compatible avec un monde qui se réchauffe… Aussi bien le nucléaire français que les réacteurs qui se construisent ou sont planifiés au Moyen-Orient et en Afrique du Nord, par exemple. S’il y a besoin, ça n’a rien de honteux, on réduit la puissance ou on arrête quelques réacteurs quelques jours à quelques semaines par an, c’est tout. Et c’est dans l’optique de protéger l’environnement en cas de fortes chaleur, pas parce que le réacteur est incapable de se refroidir, encore moins annonciateur d’un risque d’accident 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. »
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.
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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.
En lisant un rapport, me vient l'impulsion de la nécessité d'éclaircir deux-trois trucs sur le fonctionnement du marché de l'électricité et la différence entre prix et coût dans les marchés occidentaux, et notamment en Europe.
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…
De cette interpellation naquit toute une série de threads, puis ce billet.
C'est un beau défi technologique ! Si on a encore de vrais ingénieurs, ils devraient arriver et à faire correspondre les deux variabilité sans aucun problème… juste une question de volonté, et de compétences !
Bonjour Twitter ! Je suis ingénieur et selon ce monsieur, c'est à moi qu'il incombe de faire correspondre consommation électrique et production #EnR. Je ne commande pas au soleil, c'est pourquoi je vous demanderai de bien vouloir respecter ces quelques consignes. https://t.co/x8Ympzlvq1
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 :
Adéquation entre consommation et #EnR : c'est presque pas mal aujourd'hui !
Bon, l'activité reprend 3h trop tôt et le pic de 19h est dans le mauvais sens (il faut un creux, pas un pic !) mais c'est qu'une question de volonté politique. pic.twitter.com/1Xgtcep46Z
Et bien j'ai le regret de vous dire que VOUS AVEZ FAIT N'IMPORTE QUOI. Alors que le week-end prolongé très venteux était le moment RÊVÉ pour consommer comme des gros sacs, vous avez laissé la consommation s'effondrer ! 😤 Regardez moi les courbes de tendance ! 😅 pic.twitter.com/tTCsPSuqOv
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 ».
Vous ai-je déjà dit qu’équilibrer la production d’énergies renouvelables et la consommation ça va pas être simple ? J’vous jure que juste dire « smartgrid », ça suffira pas. pic.twitter.com/sZOCXDzYq4
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).
GHG (orange) : GreenHouse Gases. Gaz à effet de serre, en millions de tonnes d'équivalent CO2 émises par an pour la production publique d'électricité et de chaleur.
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 ? »
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 :
Comme dit l'ami @TristanKamin au lendemain de l'épisode caniculaire de la semaine dernière, il parait opportun de regarder l'impact que cela a eu sur nos moyens de production électrique et en particulier … le #nucléaire !
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.
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.
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.
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.
Il se pourrait que je connaisse quelqu'un qui aurait éventuellement trois heures de train à potentiellement occuper…
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.
Pour commencer, il faut saluer l’honnêteté intellectuelle de l’ADEME. Il y a transparence sur les données, les analyse et les limites sont listées dans chaque publication. Je regrette sincèrement les raccourcis qui sont faits par les lecteurs pic.twitter.com/dyYSbny69x
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.
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 !
Dose Équivalent Banana 