Le Mont Champot

jeudi 1 décembre 2022

Objectif garanti d'origine

Objectif garanti d'origine

Combien avons-nous payé l’Italie et la Suède pour atteindre notre objectif de 23% ?

Jean Pierre Riou

En complément de l'article L'amende de trop

http://lemontchampot.blogspot.com/2022/11/lamende-de-trop.html

État des lieux

Par la DIRECTIVE 2009/28/CE DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 23 avril 2009 la France s’était engagée à consommer une part de 23% d’origine renouvelable (EnR) de sa consommation finale d’énergie en 2020. Dans son article 6, cette Directive prévoit que « Les États membres peuvent convenir du transfert statistique d’une quantité définie d’énergie produite à partir de sources renouvelables d’un État membre à un autre État membre », la quantité cédée par l’un d’eux étant alors retranchée de sa propre consommation.

C’est ainsi que la ministre a déclaré que « le fait de ne pas avoir atteint ses objectifs de développement des énergies renouvelables oblige la France à acheter pour 500 millions d’euros de mégawatts statistiques cette année ; nous sommes en négociation avec l’Italie et avec la Suède à ce sujet ».

Notons que cette quantité d’énergie devrait s’exprimer en « MWh statistiques » et non en MW, (ou megawatts statistiques), ainsi que cela a été dit par la ministre et repris par toute la presse, et qui correspondraient alors à une puissance de production et non une quantité d’énergie, objet du litige.

D’autre part, la Directive européenne n’a pas pour objet la part d’EnR produite, mais celle consommée, et précise également que « Les garanties d’origine, délivrées aux fins de la présente directive, serviraient uniquement à prouver au client final qu’une part ou une quantité déterminée d’énergie a été produite à partir de sources renouvelables. Une garantie d’origine peut être transférée d’un titulaire à un autre, indépendamment de l’énergie qu’elle concerne ».

Ce label « renouvelable » de l’électricité produite et/ou consommée est attesté et comptabilisé par Powernext. Ses activités ont été intégrées au sein de EEX, bourse européenne de l’énergie, le 1er janvier 2020. EEX illustre ci-dessous la déconnexion matérielle entre les GO et l’énergie renouvelable dont elles sont issues.

Pour chaque MWh renouvelable produit, Powernext délivre ainsi une garantie d’origine (GO) valable pendant un an après la fin de la période de production à laquelle elle s'applique. Et précise « Il est possible de transférer des GO actives au sein du registre national d'un titulaire de compte à un autre. Comme EEX est membre de l'AIB (Association of Issuing Body), ses titulaires de compte peuvent importer et exporter des garanties d'origine par voie électronique depuis et vers d'autres pays européens ».

Selon l’Observatoire de l’industrie électrique, l’Italie, avec 11%, la Suisse (15%) et la Suède (11%) ont été les principaux émetteurs de l’UE de GO en 2018, derrière la Norvège (29%). L’hydraulique représentant alors 67% de des GO européennes.

Selon Gazelec, ces GO se seraient négociées en France à 2.25 €/MWh en 2022.

Faut-il y voir une fébrilité française sur le marché français des GO, sachant que la note de synthèse sur les GO publiée conjointement par l’ADEME et l’UFE notait « en 2019, le prix de la GO oscillerait autour de 50 c€/MWh en France et autour de 80 c€/MWh en Italie ».

Les 19,3% d’EnR français

Les chiffres du ministère indiquent que la part d’EnR de la consommation finale française aurait été de 19,3% en 2021, selon la méthodologie de la nouvelle DIRECTIVE (UE) 2018/2001 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 11 décembre 2018. Et selon le suivi de laquelle la France aurait consommé 339 TWh renouvelables sur un total de 1778 TWH – correspondant à 19,06% si on s’en tenait à une simple règle de 3 –

Au lieu, donc, de grosso modo 404 TWh pour atteindre l’objectif fixé de 23%.

Les 65 TWh « statistiques » manquants et correspondent ainsi à 146 millions d’euros au cours français de la GO à 2,25 € en 2022. Ce qui demande des éclaircissements pour comprendre le prix avancé de 500 millions.

Mécanismes de soutien des EnR

Dans sa délibération du 15 juillet 2020 relative aux prévisions des charges du service public d’électricité 2021, la CRE évalue le soutien de 70,8 TWh d’énergies renouvelables (CRE annexe 1) à 5685 M€ (CRE délibération) soit un soutien public des EnR d’une moyenne de 80,3€/MWh.

C'est-à-dire une somme plus de 10 fois supérieure, même aux 500 millions évoqués, pour consommer une quantité d’EnR comparable.

L’emballement du marché qui a particulièrement affecté la France en raison du sous dimensionnement de sa puissance disponible de production a bouleversé ces prévisions en faisant grimper les cours bien au-delà des tarifs d’achat prévus notamment pour les EnR.

Pour autant, les prévisions doivent faire relativiser le surcoût des MWh, virtuels ou non, négociés avec l’Italie et la Suède destinés à éviter l’amende de la Commission européenne.

France/Allemagne : match nul 19,3-19,3

Il reste enfin important de préciser que l’Allemagne n’a AUCUNE avance sur la France en matière d’énergies renouvelables, contrairement à ce qu’on peut entendre dans les médias, mais une part de 19,3% en 2020, strictement identique à la nôtre en 2021, malgré l’avantage d’une part bien supérieure dans la production d’électricité : 45% en 2020 d’ailleurs en baisse avec 41,1% en 2021 (part renouvelable du total de la production électrique allemande).

Pour qui veut aller plus loin, le ministère propose notamment l’accès à la méthodologie du décompte européen de ces parts d’EnR, leur suivi statistique étant assuré par Eurostat qui chiffre notamment la moyenne 2020 de la zone euros à 20,9%.

Mais l’Allemagne avec 19,3%, respecte son engagement de 18%, l’Italie, avec 20,3% celui de 17% et la Suède, avec 68,1%, détient une confortable avance sur son objectifs de 49%, qui lui permet notamment de distribuer ses GO.

Le marché prometteur des GO

« EEX a été désignée à partir du 1er janvier 2019 entité en charge de l’organisation des enchères pour
les GO issues des installations de production bénéficiant d’obligation d’achat ou de complément de
rémunération. L’Etat sera l’unique vendeur au cours de ces enchères. La première enchère a eu lieu
en Septembre 2019 ».

« Toute société Titulaire de compte du Registre peut participer à l’enchère … Il n’est pas nécessaire d’avoir une entité en France pour accéder au Registre et à l’enchère ».

Origo permet aux collectivités ou entreprises qui le souhaitent de verdir leur consommation d'électricité, sans changer de fournisseur. Dans son résumé de la question, il constate que « Le marché européen des GO pour l’activité 2017 reste dominé par la Norvège en tête des pays émetteur et exportateur de GO. En termes d’utilisation et d’importation des GO, l’Allemagne est en première place. Le Power Purchase Agreement (PPA) accord bilatéral entre entreprise et producteur du renouvelable se développe de plus en plus dans l’espace AIB ».

Selon Montel, la Commission européenne mise sur le développement de ces PPA pour parvenir à 40% d’énergie consommée en 2030. Ces contrats de long terme peuvent se conclure à travers les frontières sous la forme des cross-border PPA.

Pour l’anecdote, l’Italie avait été épinglée par la Commission européenne pour avoir refusé des GO provenant notamment de France.

vendredi 25 novembre 2022

L'amende de trop

L’amende de trop

Jean Pierre Riou

Suivi de précisions dans l'article

http://lemontchampot.blogspot.com/2022/12/objectif-garanti-dorigine.html

En menaçant la France d’une lourde amende pour n’avoir pas atteint ses objectifs en matière d’énergies renouvelables, la Commission européenne consacre sa confusion entre objectifs et moyens, et stigmatise surtout une politique illusoire et brouillonne de sortie du nucléaire et son gâchis d’argent public engagé dans une impasse dogmatique.

Selon Novethic, la France, seul pays européen à ne pas avoir atteint ses objectifs en matière d’énergies renouvelables, négocierait pour racheter « des mégawatts statistiques à l’Italie et à la Suède ». Ce qui lui coûterait des centaines de millions d’euros, afin d’éviter une lourde amende de la part de la Commission européenne.

Selon le texte qui les régit : « Ce développement des énergies renouvelables s’insère dans la politique climatique européenne en tant que « L'augmentation de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables, ou «énergie renouvelable», constitue un élément important du paquet de mesures requises afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre et de se conformer aux engagements pris par l'Union au titre de l'accord de Paris de 2015 sur le changement climatique ».

Ce mélange des genres entre objectifs et moyens pose la question de la condamnation de la France dès qu’on se penche sur les faits et non sur les seuls chiffres supposés permettre ces faits.

(Source Banque mondiale)

La France apparaît ainsi une très bonne élève grâce, essentiellement à son parc nucléaire qui l’avait déjà démarquée de ses voisins avant 1990.

Et si la Suède, avec 3,4 tCO2/habitant fait mieux encore, d’autres comme la République tchèque (9tCO2/h) ou le Luxembourg (15,3 tCO2/h) font bien pire que les 8,1 tCO2/h de la Belgique.

Que cette amende soit infligée ou non, cette situation met au grand jour des manœuvres politiciennes dont le grand perdant est le climat.

Comment en est-on arrivés là ?

La LOI n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte stipule notamment les objectifs :

… « 4° De porter la part des énergies renouvelables à 23 % de la consommation finale brute d'énergie en 2020 et à 32 % de cette consommation en 2030 ; à cette date, pour parvenir à cet objectif, les énergies renouvelables doivent représenter 40 % de la production d'électricité, 38 % de la consommation finale de chaleur, 15 % de la consommation finale de carburant et 10 % de la consommation de gaz ;
« 5° De réduire la part du nucléaire dans la production d'électricité à 50 % à l'horizon 2025

Le caractère irréaliste de cette loi a été acté 3 ans plus tard.

La réduction de la part du nucléaire à 50% a tout d’abord été jugée irréaliste et repoussée à 2035 dans la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) de 2018, avant qu’Emmanuel Macron annonce, lors de son discours du 10 février 2022 à Belfort, qu’EDF devra au contraire se préparer à une prolongation au-delà de cinquante ans pour les réacteurs qui atteindront cet âge. Donc jusqu’à soixante. Renonçant ainsi à toute fermeture anticipée d’un réacteur en bon état d’ici là.

Quand le nucléaire s’invite au GIEC

À l’occasion de l’évènement Atoms4Climate qui s’est déroulé lors de la COP27 sur le climat à Sharm el-Sheikh en Égypte, Rafael Grossi, directeur général de l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA), a vanté le potentiel du « héros méconnu de la lutte contre le réchauffement climatique (qui) est l’exploitation à long terme (des réacteurs) », son faible coût et son grand potentiel. L’Agence internationale de l’énergie avait en effet déjà chiffré le coût de la prolongation des réacteurs (long term operation, ou LTO) comme la moins chère des filières de production d’électricité, dans un rapport qui proposait notamment un calculateur interactif permettant la comparaison avec toutes les autres. Rafael Grossi, rappelant qu’avec des investissements bien moindres, les réacteurs peuvent fonctionner avec des conditions de sûreté parfaites, non pas seulement pendant 70 ans, mais pendant 100 ans.

Rêves et réalité

Le défi climatique demande de réduire les émissions de gaz à effet de serre et non d’atteindre des objectifs de moyens réputés y parvenir. En l’espèce, des moyens en termes d’énergies renouvelables qui ont montré leurs limites avec les 2 plus gros pollueurs européens pour la production d’électricité, comme le montre leur bilan des 12 derniers mois du site Electricity maps, reproduit ci-dessous.

Montrant ainsi la moyenne française à 81gCO2/kWh, celle de l’Allemagne à 387gCO2/kWh et celle de la Pologne à 698gCO2/kWh.

La France dernière de la classe pour les énergies renouvelables avec 19,1% dans la foulée de son modèle allemand ( 19,3%) !

Le plus ahurissant de l’histoire, c’est que l’Allemagne, qui, malgré son pitoyable bilan CO2 dans ce domaine, affiche fièrement une part de 50,3% de renouvelable dans sa production d’électricité (2020), n’affiche, cette même année, que 19,3% d’énergies renouvelables pour « la part d'énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation d'énergie finale brute, en 2020 », c'est-à-dire les termes exacts des engagement pris auprès de la Commission européenne.

Et cette part ne concerne pas que la seule électricité.

Notons qu’en 2021, la France est également parvenu à 19,3% de part de renouvelable, grâce à 7,1% de biomasse solide, 3,4% d’hydraulique, 2,4% de pompes à chaleur, seulement 2,2% d’éolien et 1,4% pour toutes les autres filières électriques, selon les statistiques du ministère de la Transition écologique. Ces 19,3% représentent exactement la part de renouvelables de la consommation allemande 2020, malgré ses 119,9 GW éoliens et photovoltaïques déjà installés à l’époque : quasiment le double de la puissance de notre parc nucléaire (61,3 GW), que l’Allemagne a d’ailleurs dépassé depuis, avec 129,89 GW en 2022. Malgré donc la part de 50,3% renouvelable de sa (très polluante) production d’électricité. Notons qu'en même temps, cette part n'était que de 45,7% (pour le secteur public, et de 41% pour le total de production d'électricité, comprenant l'autoconsommation).

Considérer que l’urgence serait d’accélérer le développement de notre parc éolien/solaire, dont la puissance est actuellement de 22,6 GW n’est assurément pas la voie royale pour atteindre ne serait-ce que l’objectif de part de renouvelable, un objectif sur lequel la commission européenne serait bien avisée de revenir, car le nucléaire, désormais considéré parmi les énergies vertes, ne nécessite pas l’ajout de centrales thermiques pour lisser la production selon les aléas météorologiques.

La botte italienne, (et allemande).

Mais notre bon élève italien ne s’était engagé qu’à hauteur de 17% d’énergies renouvelables et notre champion allemand à 18%. Tandis que la Pologne doit parvenir à 15% et la Belgique à 13%, quand la loi de 2015 engageait la France à hauteur de 23%.

Source DIRECTIVE (UE) 2018/2001 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL
du 11 décembre 2018

Rappelons enfin que cette même loi de 2015 prévoit « 32 % de cette consommation en 2030 ; à cette date, pour parvenir à cet objectif, les énergies renouvelables doivent représenter 40 % de la production d'électricité ». C'est-à-dire s’assurer de bien reproduire la même erreur que l’Allemagne en concentrant les énergies renouvelables dans la production d’électricité, sachant que nous n’obtiendrons même pas les mêmes résultats qu’elle, sachant que notre production d’électricité est déjà décarbonée à plus de 90% depuis ¼ de siècle grâce au nucléaire qui en assure l’essentiel.

Il est difficile d’imaginer que l’obstination à suivre le modèle de production d’électricité allemand aurait pour objectif la réduction des émissions de CO2, objet ultime de la déclinaison des objectifs en termes d’énergies renouvelables.

D’autant qu’on sait que les intérêts de la filière renouvelable électrique sont officiellement représentés dans les bureaux mêmes du ministère chargé de les mettre en œuvre.

Pour l’anecdote, l’excellent élève estonien, avec 30,2% de part renouvelable est le champion toutes catégories de la production d’électricité la plus sale, avec une moyenne de 915gCO2/kWh sur ces 12 derniers mois. Son système énergétique se caractérise par une forte dépendance aux schistes bitumineux qu’elle exploita sur son sol, « réduisant peu à peu la part consacrée à la production d'électricité et de chaleur et en augmentant celle dédiée à la production d'hydrocarbures », ainsi que le rapporte Connaissance des énergies, selon un rapport de l’AIE de 2019. Mais l’Estonie envisage de porter cette part de renouvelable à 50% en utilisant davantage les importantes ressources forestières du pays. En 2019, l’Estonie émettait 7,7 tonnes de CO2 par habitant.

Le sens de la condamnation

L’énergie nucléaire est désormais reconnue nécessaire face au défi climatique, en tant que "partie de l'ensemble de la taxonomie de l'UE, qui se concentre sur les énergies renouvelables". Le spectre d’une amende de 500 millions d’euros infligée à la France consacre la gravité de l’erreur d’avoir mélangé objectifs et moyens en figeant les termes des objectifs en matière d’énergie renouvelable malgré leurs carences en regard de l’urgence climatique, et stigmatise avant tout une politique française brouillonne de sortie du nucléaire et le décalage entre ses rêves et la réalité qui a privé d’efficacité ses investissements dans une voie dogmatique, en négligeant le formidable potentiel laissé par la précédente génération.

Prospective

La décomposition des 19,3% d'énergies renouvelables françaises en 2021 figurent dans le tableau ci dessous

(Source ministère de l'écologie)

Les 3,7% manquants pour atteindre l'objectif de 23% correspondant notamment à + 52,1% de biomasse solide ou + 168% d'éolien (dont l'intermittence entrainera autant de surcoûts supplémentaires au réseau.)

Soit + 31,5GW éoliens à rajouter aux 18,7GW de 2021 ... sauf bien sûr si les craintes du rapport Copernicus sur la baisse de la vitesse des vents en Europe du Nord se confirment, la production d'électricité éolienne étant fonction du cube de la vitesse du vent

Épilogue

Source https://www.ecologie.gouv.fr/biomasse-energie

Notons que la combustion de cette principale source d'énergie renouvelable dans les foyers ouverts est comptabilisée pour l'atteinte de nos objectifs, mais interdite dans de nombreuses régions et, depuis 2022 dans toutes les constructions neuves.

https://heero.fr/guide-travaux/chauffage/cheminee/pourquoi-les-foyers-ouverts-sont-interdits/

mardi 22 novembre 2022

Pleurer sur le lait renversé

Pleurer sur le lait renversé

Jean Pierre Riou

La raréfaction des ressources demande un regard nouveau sur l’utilisation de celles dont nous disposons, surtout lorsqu’elles sont décarbonées.

L’énergie finale que nous consommons ne représente qu’une partie de l’énergie primaire mise en œuvre pour la produire, et si la totalité n’en est pas récupérable, le temps n’est plus au gaspillage des 2/3 de l’énergie primaire à notre disposition, actuellement relâchée stérilement dans l’environnement sous forme de chaleur.

Et cette réflexion doit interroger le passé pour mieux éclairer l’avenir.

L’énergie dans le monde

Sur un total de 624 exajoules (1 EJ = 277,7 TWh), les 3/4 de la production mondiale d'énergie primaire (2021) provient des énergies fossiles (79%).

Le nucléaire en a fourni 5% et l’usage traditionnel de la biomasse 4%.

Les 12% « autres » restants sont inégalement répartis entre les productions des bioénergies modernes (7%), de l'hydraulique (3%), de l'éolien (1%) et du solaire (1%).

Le graphique ci-dessus illustre le bilan 2022 de l'Agence internationale de l'énergie (World Energy Outlook 2022) [1] et récapitule dans la partie droite les 12% « autres » regroupées par convention sous le même concept d’ "énergies renouvelables" (EnR), malgré leur grande disparité de nature précisée ci-dessous.

Le défi climatique consistant à remplacer les 79% de production fossile.

Les énergies renouvelables : un concept fourre tout et trompeur

Il y a 2 siècles, la biomasse représentait la quasi-totalité de la production mondiale d’énergie [2] en utilisant le cycle de la matière vivante, végétale ou animale. Ses émissions de gaz à effet de serre sont d’autant plus importantes que sa combustion est mal optimisée. Pour l’AIE, cette biomasse traditionnelle « fait référence à l'utilisation de la biomasse solide avec des technologies de base, telles qu’un foyer à trois pierres ou des fourneaux de cuisine rudimentaires, souvent avec des cheminées qui fonctionnent mal ou pas du tout ». L’AIE déplore qu’une centaine de millions de personnes soient contraintes aujourd’hui à retourner à ces pratiques anciennes en raison de la crise économique et sanitaire. L’AIE distingue cette biomasse traditionnelle qu’elle ne compte pas dans les énergies renouvelables des « bioénergies modernes » qui représentent à elles seules plus de la moitié des énergies renouvelables, avec 7% d’un total de 12%.

Les bioénergies modernes regroupent des combustibles solides (36 EJ) liquides (4EJ) et gazeux (1EJ) ainsi que d’autres technologies (5EJ). Leurs émissions sont calculées, par convention, en fonction du CO2 capturé pendant la croissance du combustible concerné.

Pour l’ADEME, « le carbone biogénique est le carbone contenu dans la biomasse d’origine agricole ou forestière, émis lors de sa combustion » [3] et le calcul de son flux est fonction de la réduction, ou non, de ses réserves naturelles. Il y a « puits de carbone » si le flux est négatif, c'est-à-dire si les réserves augmentent.

Son calcul est fonction de la problématique du changement d’affectation des sols (CAS) destiné à le faire pousser. Le même éthanol, notamment, passerait ainsi de 128gCO2/kWh dans le scénario d’un CAS « optimiste », à 825gCO2/kWh dans le CAS « maximal », selon la base carbone de l’Ademe [4].

Ce changement d’affectation des sols compromet effectivement le caractère durable de la biomasse, comme le chiffre le rapport de juillet 2022 [5] « Land-use intensity of electricity production and tomorrow’s energy landscape », récemment repris par Bloomberg [6]qui chiffre les besoins en espace naturel pour la production d’un TWh à 58 000 hectares pour la biomasse contre 7,1 ha pour le nucléaire. Et notamment 12 000 ha de champs d’éoliennes (spacing) pour produire 1 TWh, dont 130 ha pour la seule empreinte au sol des machines (footprint).

L’hydraulique est régulièrement dénoncé par les écologistes qui se mobilisent à chaque nouveau projet en raison de ses impacts indéniables sur l'écosystème.

Enfin, outre leurs besoins en espace naturel et en matériaux critiques [7], la spécificité des productions éolienne et solaire consiste à dépendre strictement des conditions météorologiques.

L’énergie en France

La production française d’énergie étant décarbonée à plus de 90% pour avoir cessé quasiment toute exploitation de pétrole, de gaz et de charbon sur son sol, le défi consiste à décarboner sa consommation d’énergie. En termes d’énergie primaire, faute de pétrole, de charbon et de gaz, l’atout français de la production nucléaire est incontournable et saute aux yeux dans l’illustration ci-dessous provenant du ministère.

Dans ces « Chiffres clés de l’énergie » [8], le ministère retrace l’historique de cet avantage : « À la suite de la mise en place du programme nucléaire, la production française d'énergie primaire est passée de 514 TWh en 1973 (dont 9 % de nucléaire) à 1 423 TWh en 2020 (dont 75 % de nucléaire »).

Ajoutons deux observations complémentaires :

- La production d’énergie primaire du nucléaire a été de 1072 TWh en 2020, soit 41,7% de la consommation, la différence avec les 40% indiqués sur le graphique provenant de l’électricité exportée, ainsi que l’explique ce même document.

- Ces 41,7% correspondent à un recul de la production nucléaire qualifié d’ « historique » par RTE, dans son bilan électrique 2020 et qu’il attribue notamment à la fermeture de la centrale de Fessenheim.

Selon le Ministère cette « production nucléaire retombe ainsi à un niveau qui n’avait pas été observé depuis la fin des années 1990 ».

Le gâchis d’énergie primaire

Les données de RTE sont exprimées en énergie finale, c'est-à-dire en TWh électriques après que les 2/3 de l’énergie primaire nucléaire utilisés pour les produire ont été rejetés stérilement dans l’environnement.

Pour autant, la notion d’énergie primaire reste fondamentale pour prendre en compte la source d’énergie dont nous disposons avant transformation en électricité.

L’efficacité énergétique et les économies d’énergie représentent la moitié d’un domaine dont la production de cette énergie constitue l’autre aspect.

Ce principe, répété à l’envi par des politiques, reste valide pour l’optimisation du gisement d’énergie primaire dont nous disposons, et d’autant plus valide pour le nucléaire qu’il est quasiment la seule énergie que nous produisons.

Alors qu’on dispose des technologies permettant d’éviter ce gâchis, non seulement grâce à la cogénération nucléaire mais également aux nombreuses applications non électriques de cette filière.

Cogénération nucléaire

En 2017, le CEA avait publié un important document [9] sur la cogénération nucléaire, d’où est extraite l’illustration ci-dessous, expliquant qu’avec une modification du seul circuit secondaire, la cogénération pouvait faire passer le rendement d’une centrale électrique de 33% à plus de 80%, avec des pertes thermiques de 2% sur une distance de 100 km.

Applications non électriques du nucléaire

l’Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE) et la Nuclear energy agency (NEA) ont publié un rapport [11] mettant en avant les nombreuses applications nucléaires non électriques « pour le chauffage urbain, le dessalement d’eau de mer, la chaleur industrielle, l’hydrogène ou la propulsion ».

Ses interrogations sont édifiantes : « Quel est le rôle des pouvoirs publics ? Examinent-ils sérieusement toutes les options nucléaires dans le cadre de leur politique énergétique nationale en faveur de la réduction des gaz à effet de serre et de la sécurité d’approvisionnement en énergie ? »

Le véritable prix du nucléaire

En 2020, l’Agence internationale de l’énergie publiait un calculateur interactif [12], mis à jour notamment en novembre 2022, permettant de comparer le coût du MWh, ou Levelised Cost of Electricity (LCOE) de chaque filière de production d’électricité, en permettant d’entrer des données telles que le cours du gaz ou du charbon, de la taxe carbone ou du taux d’actualisation du capital engagé. Ce calculateur intègre les particularités de chaque pays et des types de centrales localement concernées.

Trois points forts en ressortent

- La prolongation du nucléaire français existant est, de très loin, la plus rentable de toutes les filières de production d’électricité avec notamment un MWh à $35,15 pour 1000MW prolongés de 10 ans et $30,65/MWh pour une prolongation de 20 ans.

- Avec un taux d’intérêt de 7%, le nucléaire français de génération III de 1650MW (EPR2) est déjà très compétitif $71,10/MWh, et ce coût tombe à $45,27/MWh avec un taux de 3%. Ce qui correspond au prix du MWh éolien onshore ($43,77) et qui le rend plus compétitif que l’éolien offshore français ($68,19/MWh).

- Avec ce taux de 3%, une centrale à gaz se trouverait disqualifiée par l’augmentation actuelle du coût du carbone et une augmentation de 150% du prix du gaz qui amènerait le MWh d’une CCGT de 500MW à $102,23/MWh. (Ce coût concerne une centrale belge, à défaut de données disponibles concernant un projet de centrale française à gaz).

Notons que cette évaluation de la rentabilité de l’EPR2 est compatible avec les chiffres publiés par le gouvernement [13] en septembre 2022, qui évaluent son MWh à 100€(2020) pour un coût de capital de 7%, et à 40€/MWh pour un taux de 1%.

Mais surtout, le rapport de l’AIE dont est issu le calculateur attire l’attention sur l’insuffisance du LCOE pour comparer la compétitivité des différentes filières en raison des coûts induits sur le système électrique par l’intermittence de certaines productions (renforcement du réseau, besoins supplémentaires de flexibilité, moyens de stockage et de backup). Le rapport mentionne la nécessité de la notion plus large de VALCOE (value-adjusted LCOE) pour intégrer ces surcoûts dans les MWh produits sans corrélation avec les besoins.

La fragilisation de la seule alternative connue

La spécificité des 2% constitués par éolien et photovoltaïque impacte la robustesse du système électrique qui représente malheureusement la seule alternative connue aux énergies fossiles. En décembre 2021, le gestionnaire du réseau européen ENTSOE avait rappelé l’importance de l’inertie dynamique permise par la masse considérable des turboalternateurs des centrales conventionnelles qui tournent de façon synchrone sur le réseau européen à 50 Hz, et le besoin croissant d’une telle inertie [14] pour en stabiliser l’équilibre afin d’éviter des incidents sévères. L’ENTSOE introduit clairement son rapport sur le sujet [15] en ces termes :

« La diminution des niveaux d'inertie - en raison de l'intégration à grande échelle des sources renouvelables - pose des défis à long terme pour la stabilité des fréquences du système de transport, avec des impacts possibles sur la résilience du futur système »

Ce 15 novembre 2022, General Electric vient notamment de presser l’Allemagne à réaliser les 30GW [16] supplémentaires de centrales à gaz nécessaires avant 2030 pour stabiliser rapidement les variations de sa production. En France le gestionnaire du réseau n’ignore pas que l’introduction des énergies renouvelables est « un vrai challenge que RTE devra relever », [17] selon ses propres termes.

En mai 2021, l’Agence internationale de l’énergie publiait un rapport [18] montrant la difficulté de « garantir un approvisionnement fiable et durable en éléments vitaux pour les véhicules électriques, les réseaux électriques, les éoliennes et d'autres technologies clés » de notre modèle intermittent de transition énergétique bien plus gourmand en minéraux que le système conventionnel [19].

Le rendez-vous raté

Contrairement au discours convenu, l’urgence actuelle n’est pas de rattraper un retard quelconque mais, avant toute chose, de prendre toute la mesure de ce qu’auraient pu permettre 25 années d’une politique visionnaire et courageuse qui aurait prolongé l’épopée nucléaire d’EDF après l’année 1996 qui a marqué la fermeture de Superphénix pour cause d’accord du PS avec les verts.

Politique énergétique qui aurait notamment profité de son rang de premier exportateur mondial d’électricité pour refuser de dépendre excessivement de nos voisins pour assumer nos choix.

Choisissant de prolonger la meilleure année de fonctionnement de Superphénix pour développer sa technologie de surgénération pour laquelle nous disposons de 5000 ans de combustible en réserve [20] sous forme de notre stock d’uranium appauvri.

De profiter d’un parc nucléaire intégralement remboursé par EDF grâce à la seule vente de ses kWh, parmi les moins chers d’Europe et de cette véritable rente ainsi assurée pour anticiper le renouvellement du parc de production, et augmenter la puissance des réacteurs existants (Power uprate), ainsi que les États-Unis l’ont déjà pratiqué 171 fois depuis 1977 [21], ou que la Belgique l’a fait sur son parc à l’occasion de ses réparations pour corrosion sous contrainte [22].

Au lieu de quoi l’État s’est ingénié à spolier EDF de sa « rente nucléaire », en décidant notamment en 2013 de la mettre à contribution pour financer la Transition énergétique [23], ou en obligeant EDF depuis 2011 à en recéder 100TWh (120TWh aujourd’hui) à ses concurrents par l’obligation de l’ARENH [24]. S’est ingénié à vouloir diminuer la puissance de son parc, y compris en fermant des réacteurs en parfait état de sûreté, comme le jugeait l’ASN en 2019 [25] pour Fessenheim.

A démobiliser la filière au nom d’une énergie du passé, l’incitant davantage à changer de métier pour démanteler ses réacteurs.

La fin de l’indépendance allemande

Selon les chiffres de l’industrie énergétique allemande AGEB [26] les énergies renouvelables représentent désormais plus de la moitié de la production totale d’énergie primaire avec 55% en 2021, et même 57,6% en 2020. Mais en termes de consommation, les énergies renouvelables ne représentent plus que 15,7%, dans ce même document (contre 12,9 en France dans l’illustration du ministère).

Le site Enerdata permet de compléter avec les mêmes critères ce parallèle franco-allemand : selon ses chiffres, l’Allemagne a consommé en 2021 286 millions de tonnes équivalent pétrole (Mtoe) d’énergie primaire pour une production de 102 Mtoe, quand la France en a consommé 235 pour une production de 128 Mtoe.

Soit une production nationale de 54,5% de sa consommation pour la France et de 35,7% pour l’Allemagne.

Notons que, toujours selon Enerdata, l’Allemagne produisait 40,3% de son énergie primaire en 2000 et 53,1% en 1990. Prouvant ainsi l’incapacité de ses énergies renouvelables à compenser la perte d’indépendance énergétique liée à la réduction de ses ressources fossiles.

La souveraineté énergétique ayant en effet une autre dimension que celle consistant à inonder (en le fragilisant) le réseau électrique européen dès que le vent souffle.

Le lait renversé

Il importe de prendre la mesure de notre potentiel d’alternatives aux énergies fossiles ainsi sacrifié sur l’autel d’un électoralisme honteux de vivre au pays le plus nucléarisé du monde, au lieu de mettre courageusement en avant l’intérêt de diminuer d’autant notre dépendance au gaz et au pétrole, au cas où leur approvisionnement viendrait à manquer.

De ne pas voir notre industrie nucléaire simplement à travers ce qu’elle est, et vouloir tuer son chien en disant qu’il est malade. Mais comprendre ce qu’elle aurait pu être, pour nous donner l’envie des efforts qu’elle mérite.

Car seule, une analyse honnête des années passées peut permettre la justesse du diagnostic présent. Analyse des opportunités délaissées, diagnostic des plaies béantes du mix énergétique d’aujourd’hui.

Diagnostic porteur de larmes sur le lait renversé, mais diagnostic indispensable avant l’application de tout traitement.

La précipitation s’accorde mal avec l’indispensable vision de long terme de la planification des infrastructures, et de la conscience des conséquences des rustines éparses appliquées dans le plus grand désordre. Même si le temps presse.

La sanctuarisation du principe de précaution dans notre constitution a pu faire croire à l’avènement du risque 0, incitant à bâtir des châteaux en Espagne et, délaissant la proie pour l’ombre, à condamner notre parc nucléaire, dont on comprend seulement aujourd’hui qu’on ne pourra pas se passer de sitôt.

Il est temps de mesurer la gravité du danger que nous aurons désormais bien du mal à éviter, sans minimiser la menace que nous entretenons sur le cœur même de notre système électrique.

Et d’assumer enfin d’éventuelles erreurs passées avant de retrousser nos manches.

1 https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2022

2 https://ourworldindata.org/global-energy-200-years

3 https://bilans-ges.ademe.fr/documentation/UPLOAD_DOC_FR/index.htm?solides2.htm

4 https://bilans-ges.ademe.fr/static/documents/%5BBase%20Carbone%5D%20Documentation%20g%C3%A9n%C3%A9rale%20v11.0.pdf

5 https://journals.plos.org/plosone/article?id=10.1371/journal.pone.0270155

6 https://www.bloomberg.com/opinion/features/2022-10-30/climate-crisis-it-s-better-to-mine-the-world-s-rainforests-than-farm-them?leadSource=uverify%20wall

7 https://energy.glex.no/footprint

8 https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/edition-numerique/chiffres-cles-energie-2021/6-bilan-energetique-de-la-france

9 https://www.sfpnet.fr/uploads/tinymce/PDF/SFP-2017-Safa-Cogeneration.pdf

11 https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_33955/produits-de-l-energie-nucleaire-hors-electricite

12 https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/levelised-cost-of-electricity-calculator