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.

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Suivi de charge exotique du parc nucléaire

Un thread sur les actualités du système électrique, en Mars : fin d’hiver, consommation encore élevée au moindre frimas, en chute libre au moindre rayon de soleil ; parc nucléaire qui baisse en charge, réservoirs des barrages bien épuisés, bref : des conditions contraignantes favorables à des comportements exotiques du système électrique français.

Retrouvez également ce billet sur l’Energeek !

Là, y’avait un truc qui n’allait pas. De 50 réacteurs environ depuis plusieurs semaines, on était à 40 dimanche. Et après vérification des données à la recherche d’un artefact… Nan, pas de doute. Il s’était manifestement passé quelque chose sur le réseau.

Vérification de la consommation : elle était très basse ce dimanche, même pour un dimanche (ci-dessous, la consommation depuis le 1er Février).

Juste pour « rire », la comparaison des fin février/début mars 2018 et 2019. Les deux graphes sont à la même échelle. 15 GW d’écart, vague de froid VS vague de chaleur :

Bon, du coup, consommation faible, et, le parc nucléaire…

😱

Cette chute de production ! 10 GW qui se sont perdus dans la nuit de samedi à dimanche – ça colle aux 10 réacteurs que j’ai perdus sur mon premier graphique.

Ce qui a conduit à cette situation assez extrême, c’est qu’en plus d’une consommation basse, mais pas exceptionnelle non plus… On a le vent qui s’est déchaîné. Et la production éolienne avec. Un dimanche.

Production éolienne énorme, consommation minimale.
Or, on rappelle, en France, les éoliennes, les panneaux solaires et les centrales hydroélectriques en écluses et au fil de l’eau ont la priorité sur le réseau.

Conséquence : les stations de pompage pompent tout ce qu’elles peuvent, et une fois l’hydraulique et le gaz au plus bas, il ne reste que le nucléaire à étouffer. Et l’hydraulique et le gaz étaient effectivement au plus bas.

Pour l’hydraulique, STEP à 0 (forcément, on pompe !), lacs à quasiment rien (sans doute le minimum pour les étiages des avals), et même l’hydraulique au fil de l’eau était minimisée.

Pour le gaz, on a juste gardé les centrales à cogénération, parce qu’il faut bien chauffer ceux qui en dépendent (ça, et des obligations contractuelles).

Et évidemment, en telle situation de surcapacité, les prix de marché ont une drôle d’allure. Alors que la moyenne est autour de 40 €/MWh, la France, la Suisse et la Belgique ont du se contenter de prix autour de 10-20 €/MWh. Quant à l’Allemagne, l’Autriche et le Luxembourg, ils sont tombés autour de 0, avec des moments de prix négatifs (ils payent pour qu’on les soulage de leur surproduction).

D’ailleurs, EDF ne s’est pas privé d’importer l’électricité au travers de ses frontières Nord-Est, à prix nuls ou négatifs, pour les réexporter à des prix plus significatifs à ses autres frontières ^^.

Si on fait un détour par l’Allemagne, ça n’est pas la joie. Le système électrique s’est fait écraser par la production éolienne, au point de devoir diminuer même la production de leurs centrales nucléaires, pourtant pas faites pour faire du suivi de charge.

Revenons en France. Le dimanche a (hélas) fini par s’achever et l’activité a repris lundi, et la consommation électrique avec. Pas à un niveau très élevé, mais vu que l’on partait de très bas, ça faisait une belle rampe, comme tous les lundi matin.

L’éolien a eu la décence de ne pas s’effacer à ce moment là, et l’hydraulique a fait son habituel retour, en réouvrant les vannes des barrages et ses STEP. Mais alors le nucléaire… Cette remontée en puissance !

😵

J’ai déjà parlé du suivi de charge que permettait le nucléaire français. Mais là, à ceux qui disent que le nucléaire n’est pas flexible, on peut à présent répondre sans explication, rien qu’avec cette image. 10 GW d’amplitude, avec des variations franchement rapides !

Là je pars un peu loin : j’ai tracé les dérivées de quelques courbes. Autrement dit, la variation de la puissance délivrée (ou consommée), une évaluation de la raideur des pentes de production. L’éolien, plutôt sage, n’a pas dépassé les 30 MW/min de variation à la hausse ou à la baisse. Et c’était largement à la portée du nucléaire, qui a affiché de nombreuses variations de 50 à plus de 100 MW/min à la hausse !

Par contre, la consommation ne s’est pas privée d’aller chercher + de 150 MW/min. Donc la flexibilité du nucléaire est un peu limite pour suivre la consommation ; on le savait et c’est tout l’intérêt de l’hydraulique et, dans une moindre mesure, du gaz.
Le nucléaire a vraiment montré ici sa capacité à s’adapter aux variations de l’éolien. Je n’en vois toujours pas l’intérêt, rien n’a changé de ce côté là. Mais le nucléaire est compatible, techniquement (économiquement c’est une autre affaire), avec l’éolien.

Donc qu’on n’aille plus vous dire que le nucléaire n’est pas flexible, ou qu’il bloque le développement des EnR… C’est mensonger 😉

Pour terminer, le détail, tranche nucléaire par tranche, du suivi de charge réalisé par le nucléaire. Je compte 8 tranches qui se sont totalement arrêtées, et au moins 5 qui ont fait d’importantes variations assez longues. Pour terminer, le détail, tranche nucléaire par tranche, du suivi de charge réalisé par le nucléaire.

Lien direct vers l’image (plus haute résolution)

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 : « 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
😉 !

La part du nucléaire est dérisoire…

…et ce dernier est donc inapte à jouer un rôle significatif dans la transition énergétique.

Vraiment ?

Le présent article est repris d’un thread publié sur Twitter, que vous pouvez retrouver à cette adresse et ci-dessous.

La réponse est très simple : aucun moyen de production peu émetteur de gaz a effet de serre n’est suffisant ou suffisamment rapide en l’état actuel.

Il faut plusieurs d’entre eux, plus vite qu’aujourd’hui, voire plus vite que jamais.
Et le nucléaire n’est pas significativement en retard sur ce qu’on appelle les énergies nouvelles. 

Et pour une fois, pas de long discours, mais des images qui parleront pour elles-mêmes.

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Quelques données pour comprendre certains aspects de ces graphiques.

  • On n’y parle que de mix électrique, et non pas de mix énergétique. Car c’est sur l’électricité que nucléaire, hydraulique, et ENR (Énergies Nouvelles Renouvelables) peuvent aujourd’hui avoir un impact important.
  • On ne compare que les énergie bas-carbone entre elles, qui représentent environ 90% du mix électrique en France, 50% en Europe, 40% en Amérique du Nord et 30% en Asie-Pacifique et en moyenne mondiale. Les fossiles dominent encore largement (charbon en tête, suivi de gaz).
  • L catégorie « autres » est de très loin dominée par la biomasse, suivie de la géothermie, suivie d’un peu tout le reste à l’état de traces.

À l’échelle mondiale, la majorité du travail de « dé-carbonation » de l’électricité reste à faire, mais tous les moyens de production d’électricité bas-carbone sont susceptibles d’y participer à échelle mondiale, certains plus que d’autres en fonction des spécificités locales.

Et s’il fallait absolument retenir que certains sont trop insignifiants pour peser significativement, le nucléaire n’en fait pas partie.

Foisonnement éolien du Portugal à la Pologne

Cet article est issu d’un thread publié sur Twitter que vous pouvez retrouver à cette adresse.

Discutons un peu du foisonnement éolien, souvent mis en avant par ceux qui veulent pourfendre le nucléaire à coup d’ENR et réaliser LEUR transition énergétique.

L’éolien, c’est un moyen de production d’électricité intermittent. Oui, je malmène sans finesse de pauvres portes déjà ouvertes, mais certains n’en sont pas encore conscient.

J’en parlais abondamment dans ce thread-ci et sur ce blog, dans cet autre billet.

On me répondit à plusieurs reprises que je raisonnais sur le système fermé franco-français. Et que la transition énergétique, il ne fallait pas la voir comme ça, mais à l’échelle d’un immense maillage du réseau électrique à travers toute l’Europe.
Ainsi, de par la variété des vents sur le Vieux Continent, il y a toujours un endroit où souffle une brise a même d’alimenter ceux où l’air est statique.
Ainsi, les variations de production – mais aussi de consommation, mais c’est un autre sujet – s’en retrouvent lissées.

Bon, ce concept présente de nombreux écueils – fonctionnement du marché, capacité des interconnexions, pertes, coût de renforcement du réseau, gestion des pics simultanés…
Mais, sans discuter de sa faisabilité technique et économique, je vais simplement regarder l’hypothèse à sa base : est-ce qu’à l’échelle du continent, les alizés sont à peu près uniformes ?

La plateforme « Transparency » d’ENTSO-E, le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité, met a disposition les courbes de production électrique de chaque pays, heure par heure, moyen de production par moyen de production.

Au passage, c’est notamment sur les données d’ENTSO-E que se base, pour l’Europe, l’excellentissime site ElectricityMap que je vous implore d’aller consulter maintenant et aussi souvent que possible si vous ne le connaissez pas : on apprend énormément de choses rien qu’en le consultant régulièrement et en cherchant à comprendre ce que l’on y observe.
Il y a aussi une application pour mobile.

Bon, la base de données ENTSO-E n’est pas follement pratique à manipuler. Les données brutes sont à télécharger pays par pays, et même réseau par réseau. Si la plupart des pays n’ont qu’un réseau, deux à tout casser (Danemark), et si l’Allemagne, le Luxembourg et l’Autriche se regroupent sous un seul réseau…
L’Italie a plus d’une dizaine de réseaux différents ! Et autant de fichiers à télécharger.

Et c’est pas optimisé, hein ! Faut sélectionner un pays/réseau, patienter,
« Export Data », « Year.xlsx », enregistrer sous, donner et nom… Pour les dix réseaux italiens et pour chaque autre réseau 😦

Bon, pas question de faire toute l’Europe dans ces conditions.
Et puis, quel intérêt ? J’essaye de sortir d’un point de vue restreint à la France, mais je reste centré sur la France : j’ai donc pris tous les pays interconnectés à la France, et tous les pays interconnectés à ceux-là (la France et ses relations de premier et deuxième rang, en quelques sorte).

Ainsi, sans aller jusqu’en Ukraine, je pousse jusqu’à la Pologne à l’Est, le Danemark au Nord, l’Irlande à l’Ouest et le Portugal au Sud. Dans le détail et l’ordre alphabétique :

  • Allemagne
  • Autriche
  • Belgique
  • Danemark
  • Espagne
  • France
  • Italie
  • Luxembourg
  • Pays-Bas
  • Pologne
  • Portugal
  • Royaume-Uni
  • Slovénie
  • Suisse
  • Tchéquie

Et, ensuite, c’est simple : je récupère les productions éoliennes onshore et offshore de tous ces pays et je somme le tout, point par point (au pas horaire).

Et j’obtiens une charmante courbe de la production éolienne en Europe de l’Ouest du 1er Janvier 2018 au 31 août de la même année (les données s’arrêtent là, le thread initial ayant été rédigé en septembre).

Il manque quelques données sur les derniers jours d’août, c’est approximatif sur cette période-là.

Bon, sans rire, ça fait un paquet de turbines, hein. 150 GW, à une vache près. Si je prends la moyenne française d’environ 2.2 MW/mât, ça fait 70 000 éoliennes.
Cela affiche la même puissance que le parc hydroélectrique de toute l’UE, un peu plus que son parc électronucléaire.  

Affichez l’image en grand à ce lien

C’est sans appel… Ça fluctue toujours énormément, même à cette échelle de 3000*3000 km. On produit entre 7% et 60% de la puissance nominale, ce qui n’est pas sans rappeler le cas français isolé :

La moyenne est d’un peu plus de 38 GW pour une puissance qui s’étale de 9 à 92 GW.

Au final, à cette vaste échelle, que conclure ? Tout simplement que 150 GW peinent à garantir une puissance d’une vingtaine de GW (délivrée 90% du temps sur cette période).
Et dans le cas où l’on est prêt à payer le déploiement de 150 GW pour seulement 20 GW de puissance disponible en à-peu-près-base, il faut prévoir de gérer des pics de 80 à 90 GW.
Ou accepter de laisser se perdre l’essentiel de la (sur)production.

Alors… Certes, on peut concéder un très faible effet de foisonnement, parce qu’on arrive à ne tomber sous les 10 GW que très, très exceptionnellement, et qu’on arrive à soutenir 20 GW une large partie du temps, ce qui est est quand même une performance honorable.
Mais la puissance à-peu-près garantie est de l’ordre du dixième de la puissance installée. L’intermittence est toujours là, considérable, avec des moments de production stratosphérique et d’autres abyssale, et le problème de back-up reste entier.

Soit on se contente de 10 GW garantis par 150 GW installés et payés, pas de back-up requis, mais une production très largement excédentaire l’essentiel du temps et donc une équation économique infernale…

Soit on cherche à utiliser toute la puissance mais il faut prévoir un back-up pilotable d’environ 130-140 GW pour un parc éolien de 150 GW. Là encore, l’équation économique n’est pas simple. Et si le back-up est fossile, ne parlons même pas de l’équation écologique !

À ce lien, le fichier Excel pour qui voudrait jouer avec les données. 

J’ai réalisé à posterori ne pas avoir fait la moindre mise en forme… C’est un travail très sale, d’un auteur qui cherche pas du tout à être compris par autrui 😅 Désolé ! J’en ferai peut-être une version plus propre ultérieurement.
Le descriptif en bref du fichier : j’ai un onglet par pays, un onglet où je fais la somme des précédents, et un onglet « de travail », où je récupère les données qui m’intéressent et je trace la courbe. Et dans mes données brutes, les dates n’apparaissent pas, la faute au format pourri des fichiers d’ENTSO-E (ça a été plus simple de faire sauter les dates). Ça démarre donc au 01/01/2018 et ça incrémente d’un jour toutes les 24h (oui, oui, les portes ouvertes, je sais).

Compléments suite à des discussions et réactions à la publication du thread sur Twitter.

On m’a reproché d’omettre l’énergie solaire.

Comprenez bien : si je ne parle souvent que d’éolien et de nucléaire, c’est pour ne pas tirer sur l’ambulance !
Quasiment tous les reproches que je fais à l’éolien : puissance garantie VS puissance installée, absence de foisonnement, variations importantes, décorrélation avec la consommation, et évidemment impossibilité de piloter la production… Tous ces défauts s’appliquent au centuple au solaire !

La production tombe à zéro, que ce soit à l’échelle française ou ouest-européenne, environ 365 fois par an, plusieurs heures de suite à chaque fois. La puissance garantie est donc rigoureusement nulle.

Les pics sont très variables d’un jour à l’autre, et encore plus d’une saison à l’autre.
Et l’hiver, quand la demande est la plus forte, la production solaire est non seulement très faible, mais en plus elle se répartit sur une durée très limitée.
Qui évite soigneusement les pics de consommation, avec une puissance quasiment nulle à ces moments.
Bien évidemment, pas de foisonnement ni de pilotabilité.

Et un impact environnemental plus important que l’éolien, en termes d’émissions de GES, mais aussi en quantités de matériaux consommés par kWh – et en variété de ces matériaux.

Par contre on peut concéder au solaire que la production est plus aisée à prévoir que celle de l’éolien. Mais c’est léger comme avantage.

Du coup, j’parle en général pas trop du solaire parce que ça n’apporte rien de plus…

Néanmoins, j’ai ajouté à ma courbe précédente la production solaire. Dans les mêmes conditions, même graphe, mêmes échelles (j’ai pas été voir les puissance installées par contre. Cause : flemme).

Ça donne ça. En bleu, solaire et éolien cumulés ; en vert, éolien seul.

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On observe bien un décalage vers le haut, surtout à partir de mai ; en vérité insignifiant l’hiver.
Mais outre cet offset, ça ressemble surtout à un ajout de bruit sur un signal déjà pas très lisse.
Et pour cause, quand on regarde le solaire seul, bah… Ça ressemble quand même beaucoup à du bruit :

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Notez que cette courbe (et donc la courbe bleue avant) comporte pas mal d’artéfacts. De données erronées. 
Dans le tableur, j’ai vu des nuits avec une production maintenue à quelques centaines de MW 🤔 avec des pics à plusieurs GW 😱 !
Donc l’allure est à prendre en compte, pas les détails 😬

Et parce qu’on me l’a demandé, les courbes pour l’éolien offshore seul.
Il est vrai que l’on lit souvent que les vents marins sont bien plus continus que les vents sur terre. Une solution (au moins partielle) au problème d’intermittence ?

Bof.

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Moyenne : 5700 MW
Plage de variation : 200 MW – 10200 MW
Notez le changement d’échelle verticale par rapport aux précédents graphiques toutefois, d’un facteur 10.

Y’a de la place dans le futur pour le stockage si l’on veut rendre tout ceci vraiment pertinent. La question est donc… le stockage sera-t-il en mesure d’occuper cette place ?

Publié dans ENR

Le suivi de charge éolien

Retrouver le thread d’origine à cette adresse.

Tout est parti de l’infographie de BFMTV que vous pouvez voir ci-dessus. Et si, moi aussi, je m’amusais à faire de jolis graphes colorés sur les EnR ?

Sans qu’il soit question de l’habituel cliché Éolien VS Nucléaire. Enfin… Pas tout de suite.

La question ici sera de savoir ce que représentent les ENR* par rapport a la consommation électrique, et le potentiel de celles-ci pour satisfaire cette dernière, notamment au travers du développement de l’éolien. …Exclusivement par ce biais, en fait, pour cette fois.
Du coup, une fois n’est pas coutume, on télécharge abusément tout ce qu’on peut trouver sur eco2mix, et on joue un peu.

*: Je crois qu’historiquement, on écrivait ENR, pour « Énergies Nouvelles Renouvelables », et non pas EnR pour « Énergies Renouvelables ». Je vais essayer de garder cette philosophie pour, tout simplement, ne pas mettre l’hydroélectricité dans le même sac que l’éolien et le solaire. Au moins pour cet article. Et, si j’y pense, les suivants – je le préciserai le cas échéant.

Pour ce qui est de la biomasse et diverses bioénergies, je ne sais pas trop où les placer. Arbitrairement, on va dire qu’elles sont dans les énergies nouvelles, ENR donc, mais s’il y a ambiguïté à un moment où c’est important, je le mentionnerai explicitement.

De toute façon, ici, on ne va guère parler que d’éolien : pas de doute à avoir, donc.

Bon, j’allais pas le faire sur toute l’année, ça aurait donné des graphes illisibles. Enfin, encore plus illisibles que ce que je vais vous présenter.

Du coup, je me suis borné a un mois. Lequel ? Je voulais éviter les cas un peu trop extrêmes : pas l’été (éolien désastreux) ni l’hiver (consommation explosive). Mi-saison, donc.

J’ai arrêté mon choix, un peu arbitrairement, sur octobre (2017).
Pourquoi ? Parce que c’est ce mois que les médias se sont particulièrement émus d’un grand nombre de réacteurs nucléaires a l’arrêt.
On s’est passés d’une bonne part de notre parc nucléaire ce mois là ; c’est donc un bon point d’entrée pour imaginer s’en passer de la totalité, non ?
Ainsi, en octobre 2017, j’ai sommé les productions ENR, demi-heure par demi-heure.
Éolien+solaire+bioénergies+hydroélectricité d’une part, consommation d’autre part.

Bilan :

Bon. C’est pas folichon. On comprend que pour le moment, on a besoin du nucléaire et des fossiles. Voire même des imports.

Parce que oui, au final, ces courbes, c’est le mix électrique retranché des fossiles, du nucléaire, du stockage et des échanges.

Partant de cette courbe, j’ai appliqué des facteurs multiplicatifs à la production éolienne : de manière uniforme, chaque demi-heure, je multiplie la production éolienne par n.

Je fais comme si c’était ce qui se produirait si on multipliait bêtement la puissance installée par n.
Du coup, je multiplie comme un bourrin le parc éolien par n=5. Je le fais passer de 12800 MW à 64 000 MW. À une vache près, c’est la puissance installée de notre parc nucléaire (62 130 MW aux dernières nouvelles).

Avec ce colossal parc éolien, on voit qu’on arrive à couvrir la demande certains week-end (parce qu’il faut que la demande soit basse) bien venteux (parce qu’il faut que la production soit au top).

On change d’approche :

Par combien dois-je multiplier mon parc éolien pour satisfaire la demande au moins 10% du temps ?

Il faut comprendre « une demi heure sur 10 », pendant tout le mois. Pas forcément des demi-heures consécutives. Ça peut aussi bien être 3 jours non-stop et plus rien le reste du mois… Que une demi-heure toutes les 9h, et ce régulièrement pendant tout le mois.

Satisfaire la demande 10% du temps.
Puis 20%. 50%. 90% !

Le résultat est ci-dessous.
En violet clair, sur l’axe de droite, vous avez la puissance éolienne installée, obtenue en multipliant mes 12800 MW initiaux par le facteur n que j’ai trouvé.
Et en rouge et vert, sur l’axe de gauche, la quantité d’énergie excédentaire que j’aurai cumulé en satisfaisant un peu trop la demande, et les déficits que j’aurais eu en ne la satisfaisant pas (en gros, les quantités d’énergie a exporter/stocker/perdre, et a importer/déstocker).

Par exemple, pour couvrir 10% de la demande, je vois qu’il m’aurait fallu – modestement – avoir 100 GW d’éoliennes ! 

Et importer un joli paquet de 16 TWh en un mois. L’équivalent de… La production mensuelle d’une trentaine de réacteurs nucléaires 😮

À quoi ressemble-t-il, notre mix électrique, dans ces conditions ? À ça.

Une consommation autour de 50 GW, et jusqu’à… 50 GW de déficit, 60 GW d’excédent. La galère : ni exportable, ni stockable, ingérable. Et j’ai visé seulement 10% de la demande !

Et si on ambitionne, disons… Les deux tiers de la demande ?
On va dire 70%, parce que j’ai fait mes calculs par palier de 10% 😁

Bah yaka trouver 350 GW d’éolien et fokon trouve quoi faire de nos 30 TWh de trop. 
Et comment gérer les pics de 150 GW 😱

Pour la surproduction, on pourrait avoir envie de juste mettre les éoliennes a l’arrêt quand on n’en a pas besoin…
Certes, mais vous allez dire quoi a l’investisseur qui vous a planté 350 GW de turbines, qui pourraient produire a pleine puissance, et que vous faites stopper ?

Satisfaire la demande actuelle en électricité avec si peu d’énergies pilotables, compter sur l’éolien pour faire tourner la France… Ça ne va clairement pas être évident.

Bien sûr, mon approche a plein de limites. D’abord, j’oublie le développement du solaire et des bioénergies. Mais le premier est encore plus intermittent donc aggrave l’ampleur des surproductions sans arranger les déficits 🤕
Quant aux bioénergies, leur potentiel de développement aujourd’hui, je n’irai affirmer qu’il est bien grand. Même si on atteignait 10 GW (contre un peu plus d’1 GW aujourd’hui), ça ne chamboulerait pas mon raisonnement.

Autre limite, j’ai pas pris un mois forcément très représentatif… Et surtout pas très exigeant. J’ai pris un mois « moyen ».
Or, le réseau électrique, on le dimensionne d’après les cas extrêmes, pas les cas moyens, sinon, ce n’est pas du dimensionnement.

Et, probablement la plus grosse limite de cette approche : je raisonne à consommation inchangée. Aussi bien dans son ampleur que dans son profil. Or, ceux qui prétendent nous sortir du nucléaire et des fossiles grâce au vent et au soleil veulent aussi changer la conso.

Mais c’est là que je voulais en venir.
Avec ces quelques images, j’essaye de vous faire visualiser l’ampleur de l’intermittence éolienne, son déphasage avec la consommation et les variations de cette dernière.

Au vu de ces graphes, même en imaginant un potentiel illimité de développement de l’éolien et du solaire…
Qui oserait affirmer qu’on peut « modeler » la courbe de consommation au point de la rendre compatible avec ces courbes de production ?

Y’a des moments où le vent, y veut pas. Parfois plusieurs jours de suite. Même avec 100, 300 GW, y’aura des moments de production quasiment nulle.

Qu’est ce qu’on fait, comme changement de la consommation, pour ces moments là ?

J’espère que ces quelques tracés vous permettront d’imprimer plus clairement la notion d’intermittence dont le vilain lobby nucléaire vous rabâche les oreilles 😉
Merci d’avoir tenu jusque là !

Publié dans ENR