Etude NEA-OCDE sur le coût des systèmes nucléaires/ renouvelables (ERVi Energies Renouvelables Variables intermittentes)

NEA (2019), The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables, OECD Publishing, Paris

https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_15000/the-costs-of-decarbonisation-system-costs-with-high-shares-of-nuclear-and-renewables?details=true

Résumé : une étude de 2019 de l’OCDE et de la NEA compare d’un point de vue économique des systèmes nucléaire/Energie Variables Intermittentes (ou ENR) allant de 90% nuc/10% ENR à 75%ENR/25% nucléaire. (dond différents de ceux de RTE). Les raisons du surcoût des ENR sont clairement expliquées et évaluées : coûts de surcapacité, coût d”équilibrage du réseau, coûts de densité du réseau et  aboutissent typiquement à  une différence de 25 milliards par an entre le scénario le plus nucléarisé (90%) et le moins (25%). Dans le cas le plus favorable aux ENR, l’étude suggère un taux acceptable de 30%. L’étude montre aussi que la fixation d’objectifs d’ENR  n’est pas un bon moyen de décarbonation du système électrique, contrairement à la fixation d’un prix du carbone.  Appliqué au système français, il est alors clair qu’ il n’ y a aucun intérêt ni économique, ni climatique à l’inclusion d’éoliennes dans le mix électrique français  et que  l’intermittence impose aux autres centrales non intermittentes une externalité négative que les mécanismes actuels de tarification des ENRi ne font pas porter aux producteurs desdites ENRi mais par des taxes sur les consommateurs finaux.

Le résumé de Vincent Bénard : aucun intérêt ni économique, ni climatique à l’inclusion d’éoliennes dans le système français

https://twitter.com/vbenard/status/1607285107316121607

“Une étude montre qu’en l’état actuel des technologies, l’inclusion d’énergies renouvelables dans un pays fortement nucléarisé n’a aucun intérêt ni économique ni climatique, et un gouvernement sensé devrait dire « STOP ».”

Remarque : Au moins depuis la tribune de S. Ambec et C Crampes, Les coûts lisses de l'électricité, https://www.latribune.fr/opinions/tribunes/les-couts-lisses-de-l-electricite-774441.html, et les scénarios RTE, on a bien compris que  comparer les LCOE de systèmes aussi différents que la base pilotable nucléaire et le variable intermittent n’avait aucun sens, et que seuls des escrocs ou des manipulateurs osent recourir à cet argument. Il revient en quelque sorte à comparer un système d’adduction d’eau et recueillir de l’eau de pluie (et sans stockage!)

Ainsi l’étude RTE montre qu’entre un système 100% ENR (à supposer qu’il soit techniquement faisable et que soient résolus par exemple les problèmes de stockage, de stabilité du réseau en fréquence, de capacité et de passage de pointe, de flexibilité importante,  ce qui ne sera pas le cas dans un avenir prévisible)  et le système le plus nucléarisé étudié par RTE (50 % de nucléaire), il existe une différence d’environ 20 milliards par an en faveur du nucléaire- et l’écart serait encore plus élevé avec un pourcentage de nucléaire supérieur.

Revenons à l’étude OCDE/NEA. : les scénarios étudiés  

Dans cette étude OCDE/NEA, plusieurs scénarios sont aussi comparés et comme dans l'étude RTE, sans surprise, plus il y a d'Energies Variables Intermittentes dans le mixte, plus ça coûte cher. Et beaucoup plus cher. En fait l’étude NEA/OCDE aboutit à un ordre de grandeur qui est sensiblement le même que celui de l’étude RTE.

Un premier grand intérêt de l’étude réside dans les scénarios étudiés, qui vont de 75% d’ENR (et 35% de nucléaire/hydro) à 90% de nucléaire hydro (et 10% d’ENR), contrairement à RTE qui avait étudié un scénario 100% ENR, tout en mettant encause sa faisabilité) et avait refusé d’étudier un scénario à plus de 50% de nucléaire, valeur imposée par la PPE en vigueur.

On a bien compris que l’étude RTE a été bridée par l’interférence politique de l’Etat, celle de l’OCDE/NEA est universitaire et libre !

Fig ES4 et table1: les différents scénarios étudiés

Pourquoi les systèmes à fort pourcentage d’ENR sont–ils si coûteux ?

Les raisons :  il faut ajouter à la LCOE (qui ne reflète que les coûts de production) nombre de coûts systèmes. Dans l'étude OCDE/NEA, sont considérés les profile costs (coûts de surcapacité), les coûts d’équilibrage du réseau (balancing costs), les coûts de « densité » du réseau (grid costs), dont le coût au surplus augmente fortement avec le pourcentage d'énergies variables intermittentes. Et de beaucoup. Entre le scénario le moins ENR (10%) et les plus ENR (75%) les cou^ts sytèmes sont multipliés par plus de 5.

Fig ES2 : décomposition des coûts systèmes et Fig ES6 : évolution des coûts systèmes en fonction du scénario

1) Profile costs (coûts de capacité) : En gros, compte-tenu du facteur de charge, il faut installer 4 fois plus d'ENR que de nucléaire (qui coute à peu près 4 fois plus cher). Plus il y a d' ENR (EVI), plus cette surcapacité est importante et coûte cher. Mais en fait, c’est encore pire que cela, les ENR dégradent le facteur de charge des énergies pilotables du mix, puisqu'ils doivent généralement s'effacer devant une production ENR fatale non pilotable. Pour le nucléaire c'est une perte absurde de rentabilité  et aussi techniquement pas très bon.

En conclusion, "l’intermittence impose aux autres centrales non intermittentes une externalité négative que les mécanismes actuels de tarification des ENRi ne font pas porter aux producteurs desdites ENRi mais par des taxes sur les consommateurs finaux". (V Bénard)

Donc, selon l’étude NEA/OCDE, le besoin de capacités augmente très fortement avec le pourcentage d’ENR, ce qui augmente aussi très fortement les coûts. Le besoin de capacités (qui doivent être rémunérées très cher) est en gros multiplié par 3,5 entre le scénario le plus nucléarisé et le scénario avec le plus d’ENR .

A cela s'ajoute le phénomène des prix négatifs et le bridage des éoliennes : les producteurs éoliens/PV sont payés au kWh produit, indépendamment que cette production survienne quand elle est utile ou quand elle ne l’est pas. Et quand elle ne l'est pas, les réseaux sont saturés par l'excédent des ENRi non corrélés à la demande ! Les prix deviennent alors négatifs, et les autres moyens de production (ie le nucléaire) ne peuvent être rémunérés à leur coût.

Enfin, quand il y a trop de capacité éolienne dans le réseau, certaines éoliennes doivent être arrêtées lors des périodes de trop forte production, ce qui augmente là aussi mécaniquement leur LCOE. Ainsi, en Grande-Bretagne, les coûts directement payés aux centrales (qu’elles soient éoliennes ou gaz) pour réduire leur production sont actuellement d’environ un milliard de livres par an (1,1 milliard d’euros) et pourraient s’envoler à environ 2,6 milliards d’euros en 2026. »

2) Les « coûts de réseau » (grid costs) : ils sont liés au fait que les éoliennes sont non seulement intermittentes, mais très diffuses, peu concentrées, donc nécessitent une forte augmentation du nombre de points de connexion, une importante extension du réseau et s”accompagnent de  pertes par transport sur de plus longues distances lorsque le vent souffle seulement dans certaines régions

Remarque 1) Ceci est lié à une constante physique fondamentale, la densité d’énergie :

Remarque 2) : Les problèmes de réseau, l’Allemagne en constitue un bel exemple. Sur 5000 km de réseau prévus en 2020, seuls 913 étaient réalisés - or l’energiewende complète exigerait  11000 km ! Les éoliennes du nord de l’Allemagne ne sont pas reliées aux centres industriels du sud, un nombre important d’éoliennes ne sont pas reliées au réseau, et le développement de celui-ci se heurte à un fort problème d’acceptation des habitants qui doivent non seulement supporter les éoliennes mais le réseau qui va avec.

3) « Les « coûts d’équilibrage de la grille » (balancing costs) sont liés à la nécessité de conserver un nombre important de centrales gaz actives pour amortir les à-coups de production liés aux sautes de vent de l’éolien. Les turbines gaz tournent au ralenti et conservent ainsi une énergie cinétique suffisante pour entrer en action à quelques secondes près en cas de variation brusque de la puissance envoyée dans le réseau par l’éolien.

Pour générer la même quantité d’énergie, ces coûts d’équilibrage augmentent fortement avec le pourcentage d’ERVi : trois fois plus pour le scénario 75 % ! De plus, le nombre de cycles démarrage-arrêt-redémarrage des centrales de back up en augmente les coûts de fonctionnement et les risques d’usure prématurée. »

4) Cerise sur le gateau :  les émissions de gaz à effet de serre: non seulement les ERVi sont un peu moins bonnes que les centrales nucléaires du point de vue du CO2 émis mais les scénarios à haut niveau d’ERVi imposent une augmentation des émissions des centrales gaz de backup. 

 5) la résilience du réseau : «  les réseaux à « haut niveau d’ERVi » sont moins protégés lors d’une année de « cygne noir climatique ». Si une période sans vent ni soleil plus élevée que ce que nous avons connu se matérialisait, les risques de blackout seraient plus nombreux. »

Donc, et au bilan, près de 25 milliards par ans de plus pour le scénario le plus ENR (75%) vs le scénario le plus nucléaire. C’est clair !

Fig 37 les coûts totaux par MW.H et Fig 38, les couts par ans : on retombe sur la valeur de 20-25 milliards par an entre le système le plus ENR (75 ENR/25% nucléaire) et le plus nucléarisé (90% nucléaire, 10% ENR)

6) Problème du stockage et résilience du réseau

https://twitter.com/vbenard/status/1608006091249692672

« Comme il existe des périodes sans vent et sans soleil, pour peu que la demande d'électricité soit élevée, le backup doit être dimensionné pour pouvoir assurer la totalité de la demande d'électricité le pire jour de l'année. En matière électrique, c'est la règle: le dimensionnement d'un réseau n'est pas conçu en fonction des consommations "moyennes" mais pour répondre à "la pire" situation de pointe possible. »

« En France, le record de puissance demandée (février 2012) est de 102 GW: s'il n'y a ni vent ni soleil, e blackup doit pouvoir fournir 102 GW (plus une marge de sécurité. »

« Roger Andrews, auteur (décédé) du blog Energy Matters, a modélisé (pour l'année 2016) les surplus et déficits de production solaires + éoliennes, l'Allemagne étant fréquemment touchée par des périodes de "Dunkelflaute", sans vent ni soleil. Il en déduit qu'il faut pouvoir stocker 22 jours de consommation moyenne. Cette étude "coin de table" ignore beaucoup de facteurs (pertes de rendement au niveau du stockage, année 2016 pas forcément la pire, marges de sécurité). »

 

« Une étude plus poussée de deux chercheurs allemands (Ruhnau-Qvist), basée sur 35 années de données météo, incluant des aléas et pertes de fonctionnement sur les batteries, estime le besoin de stockage à 47 jours de conso moyenne. »

« Ramenés à la France, 22 à 47 jours de conso moyenne (fourchette raisonnable) hors hydro représentent 26 à 56 TWh de consommation. En retirant les 7 TWh disponibles via les STEP existantes, cela nous laisse tout de même 19 à 49 TWh de batteries à installer…. »

 Extraits du rapport et conclusion

L’intérêt d’un prix du carbone : un bon instrument

D’un point de vue politique, les résultats quantitatifs de la présente étude appuient la conclusion selon laquelle le moyen le plus efficace sur le plan économique d’atteindre l’objectif de réduction des émissions de carbone est d’imposer un prix du carbone (ou un plafond sur les émissions de carbone) qui limite l’utilisation des sources de production à partir de combustibles fossiles et permet le déploiement des ressources à faible émission de carbone les plus efficaces. Dans le cadre d’un prix du carbone (ou d’un plafond carbone équivalent), toutes les ressources à faible émission de carbone sont déployées à leur niveau optimal dans le système, maximisant ainsi leur valeur privée ainsi que la valeur pour l’ensemble du système. Si un prix du carbone approprié est choisi, les émissions de carbone peuvent être réduites au niveau souhaité avec un impact économique minimal. Selon les hypothèses retenues dans la présente étude, une taxe carbone de 35 USD/tonne est jugée suffisante pour atteindre les niveaux d’émissions de carbone fixés à un coût minimal. Pour ce scénario de référence, les coûts annuels de production d’électricité correspondent à 36,1 milliards USD par an, ce qui correspond à un coût moyen de production d’électricité légèrement supérieur à 75 USD/MWh. »

La fixation d’objectifs d’ENR (ERVi) n’est pas un bon moyen de décarbonation du système électrique

« Au contraire, l’encouragement de technologies spécifiques, comme par exemple la fixation d’objectifs spécifiques pour un ensemble donné de technologies à faible intensité de carbone, peuvent conduire à un déploiement sous-optimal de ces technologies et à des coûts plus élevés pour la production d’électricité. Bien que l’augmentation des coûts soit relativement modeste à un niveau de pénétration de 10 % des ERVi avec un coût de production moyen atteignant un niveau de 79 USD/MWh, les impacts économiques sont plus importants lorsque le déploiement des ERVi devient plus important. À un niveau de pénétration de 30%, les coûts moyens de production atteignent près de 89 USD/MWh, avec une augmentation d’environ 17% par rapport au scénario de référence. Atteindre un niveau de pénétration VRE encore plus élevé impose des coûts de production d’électricité encore plus élevés au système: ils dépassent 100 USD / MWh et 130 USD / MWh pour des niveaux de pénétration de 50% et 75% respectivement.

Même ordre de grandeur que l’étude RTE, avec des scenarios différents ~25 milliards par ans de différence entre le scénario le plus nucléaire (90% nuc_hydraulique/10ERVi) er le scénrio le plus renouvelable (75%ERVi)

« La différence entre les coûts de production des quatre principaux scénarios et ceux du scénario de référence est illustrée à la figure 38; L’augmentation du coût de production de l’électricité est subdivisée en trois composantes décrites ci-dessus. La première composante, indiquée comme « Delta LCOE » et représentée en bleu dans la figure, montre l’augmentation des coûts qui peut être attribuée à la différence de coûts au niveau de la centrale entre les ERVi et les centrales nucléaires, c’est-à-dire la technologie alternative à faible émission de carbone la moins chère disponible. Elle reflète simplement le fait que, selon les hypothèses retenues dans la présente étude, les coûts de production à vie de l’ERV sont plus élevés que ceux de l’énergie nucléaire. (Coûts de profil)

Les deux autres éléments, représentés en rouge dans la figure, rendent compte de deux composantes différentes des coûts de profil. Si l’électricité produite à partir d’ERVi est réduite, leur facteur de charge diminue et donc leur coût de production (utile) augmente; cela peut être considéré comme si une capacité ERVi supplémentaire devait être construite pour fournir la même production effective d’électricité au réseau, augmentant ainsi les coûts du système. Cette deuxième composante dépend du taux de réduction, ainsi que des coûts de production à vie des ERVi (tels que mesurés par leur LCOE). Il est appelé « Réduction de EVR» et représenté par une zone pointillée dans la figure. (Capacités supplémentaires)

Enfin, la dernière composante tient compte du fait que le coût de la satisfaction du système résiduel est plus élevé en présence d’ERVi qu’en présence d’une capacité pilotable. Cette composante, indiquée comme « Système résiduel » dans la figure, est également spécifique au système et au niveau de pénétration de l’ERV analysés. Toutefois, son coût ne dépend que des coûts relatifs des technologies de production et de stockages pilotables disponibles; ce coût est de facto indépendant des coûts de production des EVRi (Grid costs)

Des coûts systèmes qui explosent avec la proportion d’EVRi

La présente analyse confirme les principales conclusions de Nuclear Energy and Renewables: System Effects in Low-Caron Electricity Systems (NEA, 2012) : les coûts systèmes sont importants et augmentent plus que proportionnellement avec le déploiement de ressources variables. À un niveau de pénétration VRE de 10%, les coûts du système sont estimés à environ 7 USD / MWhEVRi. Les coûts de profil, les coûts de réseau et les coûts de raccordement contribuent à peu près également aux coûts du système, tandis que le poids des coûts d’équilibrage est considérablement inférieur.

Le niveau des coûts du système devient substantiel lorsque le déploiement de l’ERV atteint des niveaux plus élevés : à 30% de pénétration des ERV, les coûts du système font plus que doubler, jusqu’à 17,5 USD / MWhEVRi et ils atteignent 30 USD / MWhVRE à 50% de pénétration. Des objectifs de déploiement plus élevés de VRE conduisent à une valeur non soutenable de 50 USD / MWhVRE.

Conclusion plus le système est nucléarisé, plus il est optimal

 

« Selon les hypothèses de coûts de la présente étude, le mix de production qui répond à la demande d’électricité à un coût minimal repose principalement sur des technologies de production à faible émission de carbone disponibles, telles que l’énergie nucléaire et l’énergie hydroélectrique. Une combinaison appropriée de ces deux technologies ainsi que de centrales électriques au gaz permet d’atteindre les objectifs d’émissions de carbone avec une efficacité économique maximale. »

Le coût de production de l’électricité augmente avec la part des EVRi dans le système. Bien que les coûts supplémentaires soient limités aux cibles d’ERV faibles, ils augmentent nettement à des niveaux de pénétration plus élevés; cela reflète non seulement les coûts de production plus élevés au niveau de la centrale pour les ressources ERV, mais aussi les défis supplémentaires liés au déploiement d’unités ERV non pilotables supplémentaires dans la combinaison de production et leur valeur décroissante pour le système. Les résultats de la modélisation indiquent que les coûts de production d’électricité augmentent de 17 % par rapport au scénario de référence lorsqu’un taux de pénétration de l’ERVi de 30 % est atteint. L’atteinte d’objectifs plus élevés en matière d’ERVi de 50 % et 75 % de la production totale d’électricité augmente les coûts de production de 33 % et de plus de 70 %, respectivement. Pour un pays de taille moyenne comme celui représenté dans cette étude, les coûts supplémentaires pour la production d’électricité varient de quelques-uns à plus de 15 milliards USD par an. Si les coûts de production d’ERV au niveau de la centrale diminuent considérablement par rapport aux niveaux actuels, les ERV feront partie de la combinaison de production optimale et seront déployés sans intervention externe. La part optimale des ERVi dans le mix de production dépendra de leurs coûts relatifs par rapport à ceux des technologies alternatives pilotables à faibles émissions de carbone. Le scénario de faible coût des ERV, dans lequel le coût au niveau de l’installation des ERV est inférieur d’environ 20 % à celui des autres technologies disponibles conduit à un niveau acceptable de pénétration optimal des ERVi d’environ 30 %.

Annexe 1: les scénarios étudiés

Annexe 2 : les coûts considérés

Bibliographie

NEA (2019), The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables, OECD Publishing, Paris

https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_15000/the-costs-of-decarbo: nisation-system-costs-with-high-shares-of-nuclear-and-renewables

Très bons résumés par Vincent Benard dans : Pourquoi continuer d’augmenter les renouvelables en France ? Contrepoint, 22 dec 2022, https://www.contrepoints.org/2022/12/29/446930-pourquoi-continuer-daugmenter-les-renouvelables-en-france

Et les twitts suivants

Quels sont les avantages d'augmenter la part de l'éolien/Solaire dans des pays comme la France, capables de développer et maîtriser un parc de centrales nucléaires de qualité ?

Spoiler: Aucun. Mais nos dirigeants vont quand même le faire

https://twitter.com/vbenard/status/1607285107316121607

Une question est revenue souvent à la suite de mes threads récents insistant sur le manque d'intérêt des énergies renouvelables intermittentes: Le stockage ne pourrait-il pas résoudre le problème de l'intermittence" ?

Spoiler: non, ni à court ni à moyen terme.

https://twitter.com/vbenard/status/1608006091249692672

Le résumé que j’en avais fait :

https://twitter.com/EricSartori3/status/1611498091273748480?cxt=HHwWgIC86bq-mN0sAAAA

100% renouvelable est-ce possible ? Burden of proof et réponse...

 

Résumé des épisodes précédents

Il existe sur ce problème une publication séminale : Burden of proof: A comprehensive review of the feasibility of 100% renewable-electricity systems, B.P. Hearda et al, , Renewable and Sustainable Energy Reviews 76 (2017) 1122–1133

https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1364032117304495

J’en ai fait un exposé assez détaillé dans ce billet de mon blog : https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/03/a-charge-de-la-preuve-examen-de-la.html

Citation : « De nombreux scénarios modélisés prétendant montrer qu’un système d’électricité 100 % renouvelable est réalisable ont été publiés. Cependant, il n’existe aucune preuve empirique ou historique qui démontre que de tels systèmes sont réalisables."

L'étude définit ensuite 4 critères (cohérence avec la demande, résilience climatique, services systèmes, adaptations réseaux) et conclut  "Évaluées selon ces critères objectifs, aucune des 24 études ne fournit des preuves convaincantes que ces objectifs peuvent être atteints par un scénario 100% ENR »

Sur le même sujet, on trouvera aussi une tribune très intéressante  deDominique Finon, avec François Lévêque (Mines- Paris Tech) : « Pour une juste estimation du coût du tout renouvelable :

https://latribune.fr/opinions/tribunes/pour-une-juste-estimation-du-cout-du-tout-renouvelable-813679.html

Citations : « Dans une récente étude parue fin 2018, l’Ademe affirme que le tout énergies renouvelables compose l’horizon énergétique le plus compétitif...

Une position qu’il convient d’interroger... quatre modèles comparables convergent pour trouver des résultats très différents ils ont été développés par différentes équipes de chercheurs : au DIW de Berlin, à l'OCDE, au MIT et à l'Université Dauphine...

Dans leurs travaux, le nouveau nucléaire (EPR), même cher, bat économiquement les ENR qui n'occuperaient alors à terme qu'une part très limitée du mix électrique »

Exposé sur mon blog à https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/07/pour-une-juste-estimation-du-cout-du.html

Sinon, on peut aussi aller voir les slides habituelles de JMJ (Jancovici) qui avec quelques calculs d’ordres de grandeurs de coins de tables est assez efficace :

En discutant sur tweeter, je me suis fait assez vivement reprocher, notamment par des proches de l’Ademe, de ne pas avoir mentionné la publi prestigieuse qui réfuterait Burden of Proof :

Response to ‘Burden of proof: A comprehensive review of the feasibility of 100% renewable-electricity systems : https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1364032118303307

Eh bien, c’est ce que je vais faire dans ce billet…..On s’accroche !

Response to ‘Burden of proof: A comprehensive review of the feasibility of 100% renewable-electricity systems

Introduction “Nous répondons à un article récent qui critique la faisabilité de systèmes 100% d’électricité renouvelable. Sur la base d’un examen de la littérature, nous montrons qu’aucune des questions soulevées dans l’article n’est essentielle à la faisabilité ou à la viabilité. Chaque question peut être abordée à faible coût économique, tout en n’affectant pas les principales conclusions des études examinées. Nous soulignons les problèmes méthodologiques liés au choix et à l’évaluation des critères de faisabilité.  Nous fournissons d’autres preuves de la faisabilité et de la viabilité des systèmes basés sur les énergies renouvelables… Dans cet article de réponse, nous soutenons que les critères de faisabilité choisis par les auteurs peuvent dans certains cas être importants, mais qu’ils sont tous facilement résolus à la fois au niveau technique et économiquement à faible coût…

Par conséquent, nous concluons que les scénarios d’énergie 100 % renouvelable proposés dans la littérature ne sont pas seulement réalisables, mais aussi viables….

OK let’sgo

1) Un parti-pris antinucléaire ;

« L'énergie nucléaire, que les auteurs ont évaluée positivement par ailleurs, est confrontée à d'autres véritables problèmes de faisabilité, comme le caractère limité des ressources en uranium et le recours à des technologies non éprouvées à moyen et long terme. Les systèmes énergétiques basés sur les énergies renouvelables, en revanche, sont non seulement réalisables, mais déjà économiquement viables et leur coût diminue chaque année ….

En outre, nous introduisons des critères de faisabilité supplémentaires et plus pertinents, que les scénarios d’énergie renouvelable vérifient, mais qui ne sont pas satisfait par l’énergie nucléaire »

Commentaire : Peut-on dire plus clairement que  la question  un scenario de production électrique 100% ENR est-il possible ? sert en réalité de prétexte pour affirmer : nous pouvons et devons arrêter le nucléaire. Et l’on choisira les critère adhoc pour cela. Sur ce que sont ces critères, voir à la fin.

2) Critère concernant  la demande d’énergie Primaire : le premier critère que propose Burden of Proof est que  la demande d’électricité globale soit prévue de façon réaliste. Les auteurs de la Réponse notent que les scenarios ONG ( en particulier Greenpeace et WWF se basent sur une légère réduction de la demande d’énergie primaire tandis que  les scenarios des organismes officiels prévoient une hausse  globale d’énergie primaire de 50% entre 2015 et 2050. Sur ce point, la Réponse ne contredit pas Burden of Proof, mais le confirme !

3) Critère sur l’équilibrage du réseau électrique. La Réponse insiste sur le fait qu’il n’est pas besoin de simuler l’équilibrage des réseaux avec une résolution temporelle de 5 mn (et de manière assez polémique – pourquoi pas à la seconde), mais qu’une résolution horaire suffit. : «En résumé, étant donné qu’à grande échelle spatiale, les variations de la charge agrégée, des séries horaires éoliennes et solaires sont lissées statistiquement, aucun des résultats du modèle à grande échelle ne change considérablement lorsqu’on passe de la résolution horaire aux simulations de 5 minutes. La modélisation horaire capturera les plus grandes variations et est donc suffisante pour dimensioner les exigences de flexibilité”

Rappelons que sur les  16 scénarios qui ont fourni des simulations, seulement deux ont pris la peine de simuler à intervalles de 1 heure et ont  été testés…  dans des conditions de demande historiquement faibles .

En fait, là encore la Réponse ne contredit pas vraiment Burden of Proof. On peut relâcher la contrainte temporelle d’équilibrage de l’ordre de  la minute à l’heure avec des distances de transport de plusieurs milliers de km, en fait à l’échelle d’un continent, et encore possédant  des climats très variés…typîquement, à l’échelle des USA, et encore en supposant le problème de transport sur de telles distances résolu de façon satisfaisante économique, technique et environnementale. Mais ce n’est pas une solution envisageable pour l’Europe où le foisonnement éolien et solaire est très limité. En plus, silence sur le fait que la production des ENR est profondément décorrélée des périodes de forte  demande électrique (anticyclone hivernal, nuit, canicule estivale) et que  les scenarios ENR exigent une forte  flexibilité de la demande allant de 50% à 95% dans différents secteurs de l’énergie. Gare aux délestages ! 

4) Critère concernant la résilience aux évènements climatiques extrêmes

Pour la Réponse, pas de problèmes : « Les périodes de faible soleil et de vent en hiver de plus de quelques jours peuvent être remplies, lorsque cela est disponible, par hydroélectricité, biomasse dispatchable, réponse à la demande, importations, stockage à moyen terme, gaz synthétique provenant d’installations d’électricité au gaz (la faisabilité de chacune d’entre elles est discutée séparément ci-dessous) ou, dans le pire des cas, par les combustibles fossiles. »

Commentaire : Donc vient quand même l’appel au gaz et aux fossiles, avec un effort de simulation

« Qu’est-ce qu’il en coûterait pour maintenir un parc de turbines à gaz à cycle  ouvert (OCGT) pour couvrir, par exemple, la demande de pointe de l’Allemagne de 80 GW? …Pour une charge maximale de 80 GW, en supposant une disponibilité de 90% de l’OCGT, le coût annuel total est donc de 5,1 milliards d’euros/a….Ce n’est que 7,3% des dépenses totales en électricité en Allemagne (69,4 milliards d’euros en 2015 »

Commentaire Ah ben quand même, c’est pas négligeable ! 7.3% des dépenses d’électricité en Allemagne alors que c’est qd même un des pays où l’électricité est déjà la plus chère Mais continuons !

« Nous ne suggérons pas que l’Allemagne construise une flotte de de turbines à gaz à cycle  ouvert pour couvrir sa demande maximale. Il s’agit d’une expérience de pensée….Toutefois, certaines capacités d’OCGT pourraient également être attrayantes pour d’autres raisons : il s’agit d’une source flexible de puissance de réserve ascendante et elle peut être utilisée pour d’autres services auxiliaires tels que la fourniture d’inertie, le courant de défaut, la régulation de tension et le démarrage du système. Un embrayage peut même être mis sur l’arbre pour découpler le générateur de la turbine et permettre au générateur de fonctionner en mode compensateur synchrone, ce qui signifie qu’il peut également fournir de nombreux services auxiliaires sans brûler de gaz »

Commentaire : donc on suggère pas que l’Allemagne construise davantage de turbines à gaz…mais quand même , ça peut être utile pour passer les évènements climatiques extrêmes. Ca coûte un peu cher, mais pas tant que cela…c’est une expérience de pensée, mais tout de même, ça peut être utile pour les services systèmes tels l’inertie, la régulation de la tension, le démarrage à froid …Et en plus, on peut construire des centrales à gaz et les utiliser sans qu’elles brûlent de gaz, juste pour leurs rotors..

Là, on hésite entre la pitié et le fou rire

En résumé, pas de réelles contradictions avec Burden of Proof : il y a bien une difficulté pour les évènements climatiques extrêmes (en fait, pas si extrêmes). Et dans ce cas, le gaz c’est pas mal…Mais alors, il faut un peu oublier le bilan CO2.

5) Démarrage à froid

Donc, on apprend que le gaz, c’est utile pour le démarrage à froid (black start).  Et ce paragraphe se termine par une remarque disons étrange, voir fausse sur le nucléaire : « le nucléaire, d’autre part, a aussi  un problème pour le redémarrage à froid, Le nucléaire n’est parfois pas utilisé pour fournir des réserves primaires, en particulier dans les conceptions plus anciennes, parce que des changements rapides dans la production présentent des préoccupations opérationnelles et de sécurité. »

Bon oui, le nucléaire c’est pas idéal pour le redémarrage à froid. Ceci dit, contrairement à l’éolien il est assez rare qu’un réacteur nucléaire s’arrête brutalement (par manque de vent, d’eau ?) Encore une fois, contrairement à l’éolien, on a plutôt affaire à des arrêts prévus, planifiés (ou c’est alors mauvais signe…) Par contre, si le reste que de la phrase signifie que le nucléaire ne peut pas faire de suivi de charge, c’est faux, et ce le sera encore plus pour l’EPR- même si ce n’est pas le moyen le plus économique de fonctionnement..

6) Critère concernant les réseaux de transport et de distribution

Une étude menée par l’Imperial College, NERA et DNV GL pour le système électrique européen jusqu’en 2030 a examiné les conséquences pour le réseau de transport et de distribution d’énergie renouvelable jusqu’à 68 % (dans leur scénario 1… les coûts supplémentaires du réseau de distribution pourraient atteindre 24 milliards d’euros/ans … Dans le pire des cas, l’Agence allemande de l’énergie (DENA) prévoit un besoin total d’investissement de 42,5 milliards d’euros dans les réseaux de distribution allemands d’ici 2030 pour une part des énergies renouvelables de 82% »

Ben c’est pas rien quand même !

Et surtout qu’il semble y avoir quelques problèmes : En Allemagne, sur 3600 km de réseau supplémentaire prévus en 2015, seuls 17% étaient réalisés en 2019! Or l’ Energiewende complète exigerait 11.000 km…Réponse du gouvernement allemand : Une nouvelle loi (BMWi 2018c), approuvée en avril 2019 par le Parlement, prévoit d’accélérer la procédure d’autorisation des lignes électriques

Ca promet, la société 100% ENR !

7) Critères de faisabilité concernant les  services auxiliaires (Services systèmes)

« Nous considérons d’abord le courant de défaut, le support de tension et l’inertie. Ces services sont principalement fournis aujourd’hui par des générateurs synchrones, tandis que la plupart des nouvelles unités éoliennes, solaires photovoltaïques et de stockage sont couplées au réseau avec des onduleurs, qui n’ont pas d’inertie inhérente et de courant de faible défaut, mais peuvent contrôler la tension avec une puissance active et réactive. »

D’un point de vue de faisabilité, des compensateurs synchrones pourraient être placés dans l’ensemble du réseau et le problème est résolu, bien que cela ne soit pas aussi rentable que d’autres solutions. Les compensateurs synchrones (SC), aussi appelés condenseurs synchrones, sont essentiellement des générateurs synchrones sans moteur principal pour fournir une puissance active. Cela signifie qu’ils peuvent fournir tous les services auxiliaires des générateurs conventionnels, sauf ceux qui nécessitent une alimentation active i.e. ils peuvent fournir le courant de défaut, l’inertie et le support de tension juste comme un générateur synchrone »

Commentaire : Donc, il faut des rotors, beaucoup de rotors, et par exemple démanteler la partie nucléaires des centrales et garder la partie mécanique. …Je sais pas , moi, ça me fait pleurer…de rire ou de consternation

« Les compensateurs synchrones sont une technologie établie et mature, qui fournit une limite supérieure réalisable sur les coûts de fourniture de services auxiliaires non liés à l’énergie active. Les onduleurs pour l’éolien et le solaire vent,  et  les batteries fournissent déjà une puissance réactive pour le contrôle de tension et peuvent fournir les autres services auxiliaires, y compris l’inertie, en programmant la fonctionnalité dans le logiciel de l’onduleur »

Bon ; donc il semblerait qu’on puisse s’en tirer avec des onduleurs et des batteries. Sur la question des onduleurs, j’avoue mon incompétence, mais je relève qu’il ne s’agit pas d’une technologie mature et établie, contrairement aux « compensateurs synchrones ».

Alors  les onduleurs, sur quelle échelle géographique et de temps ? On peut quand même hésiter sachant la difficulté que représente l’équilibrage d’un réseau électrique. Ainsi, le 10 janvier 2019, un conflit tout à fait mineur entre la Serbie et le Kosovo a été à l'origine d'une légère baisse de fréquence sur l’ensemble du réseau électrique européen avec pour conséquence un décalage de 6 minutes de toutes les horloges branchées sur le secteur…et une belle frayeur des gestionnaires de réseau qui ont craint un effondrement généralisé en cas de manque de maîtrise de ce dérapage.

Le stockage : pour un ordre de grandeur, la batterie géante de Tesla en Australie occupe un hectare pour stocker…  8 min de fonctionnement d’une centrale nucléaire typique de 1 000 MW… Beaucoup d’espace pour pas beaucoup de sécurité, quand même

8) Critères de faisabilité ajoutés par  les auteurs de la Réponse (critères  3.6/3.7).1 ) Des ressources en carburant pour plusieurs dizaines d’années

« L'énergie nucléaire, est confrontée à d'autres véritables problèmes de faisabilité, comme le caractère limité des ressources en uranium. Les centrales nucléaires traditionnelles ne satisfont pas à ce critère de faisabilité. En 2015, il y avait 7,6 millions de tonnes de ressources d’uranium identifiées récupérables commercialement à moins de 260 $US/kgU En supposant qu’il n’y ait pas d’augmentation de la demande d’électricité…, les ressources en uranium de 7,6 millions de tonnes dureront 13 ans. »

Au contraire, « pour les énergies renouvelables, les potentiels énergétiques exploitables dépassent la demande énergétique chaque année de plusieurs ordres de grandeur et, par définition, ne sont pas épuisés au fil du temps. Même en tenant compte des limites de la géographie et des ressources matérielles, les potentiels d’expansion de l’énergie éolienne, solaire et de stockage dépassent les projections de la demande de plusieurs ordres de grandeur »

Commentaires : Alors là, c’est quand même se fiche du monde !

Tout d’abord pour l’uranium selon l’AIE, les réserves sont d’un siècle  au rythme et dans une gamme de coût actuels (130 USD/kg) de 60 à cent ans pas 13 !!! Et les réserves prouvées exploitables (<260 USD/kg) sont encore de plus d’un siècle…comme sous-produits des phosphates, des dcéhets charbonneux etc., 500 ans .Compte-tenu du prix actuel et du marché, la recherche de nouvelles sources d’uranium est loin d’être une priorité. L’extraction de l‘uranium de l‘eau de mer  est un procédé qui fonctionne, qui est encore loin d’être économique (500-1000USD/kg) mais les techniques s’améliorent. Il reste encore la possibilité d’utiliser le thorium, qui est en trois fois plus abondanr.

Et surtout, et cela nous amène au point suivant, il reste les surgénérateurs qui permettraient d’utiliser la plus grande partie des déchets actuels…ce qui, rien qu’en France nous conduit à plus de mille ans de réserves.

Le nucléaire est de tout de même assez durable !

En revanche, il existe de grandes inquiétudes concernant les ressources en minéraux rares indispensables à l’éolien et/ou au photovoltaïque. Ainsi, L’argent, l’indium, le praseodymium, le dysprosium, le terbium et le néodymium ont été identifiés comme faisant face à des pénuries critiques potentielles à moins que la production mondiale ne puisse augmenter de nombreuses fois par rapport à leurs niveaux actuels. D’ici 2050, le besoin annuel d’indium pour la seule production de panneaux dépassera la production mondiale annuelle actuelle  de douze fois !

Une telle pression de la demande introduit une incertitude physique fondamentale sur ces ENR !

Quant au cuivre …qui peut soutenir que cela est durable ?

Le nucléaire est de tout de même assez durable, beaucoup plus que les ENR d’ après de critère de l’Element Limitation Factor Et surtout, il reste les surgénérateurs qui permettraient d’utiliser la plus grande partie des déchets actuels…ce qui, rien qu’en France nous conduit à plus de sept mille ans de réserves !

Ce qui nous amène au point suivant :

9) Critères de faisabilité ajoutés par  les auteurs de la Réponse (critères  3.6/3.7).1 ) Ne pas dépendre de technologies non éprouvées

Là aussi, c’est assez farce !

« Les technologies requises pour les scénarios renouvelables ne sont pas seulement testées, mais aussi éprouvées à grande échelle. L’énergie éolienne, solaire, hydroélectrique et la biomasse ont toutes une capacité dans les centaines d’PG dans le monde. L’expansion nécessaire du réseau et des services auxiliaires peut être déployée avec la technologie existante »

Commentaire : c’est faux !

« Pour le nucléaire, pour les décennies à venir où l’uranium pour les réacteurs à neutrons thermiques serait à court, nous avons des surgénérateurs, qui peuvent reproduire plus de matières fissiles à partir d’uranium naturel ou de thorium,. Les surgénérateurs sont techniquement immatures … »

Commentaire : c’est faux !

C’est tout aussi faux. Superphénix (le premier du type en exploitation fonctionnait et a été sacrifié sur ‘autel de la démagogie écolo.). Bis repetita non placent,  il en a été aussi ainsi en 2020 d’un prototype de seconde génération en cours d’étude au CEA, Astrid. En Russie, à Beloyarsk, deux surgénérateurs fonctionnent et sont couplés au réseau. La Chine devrait avoir un premier prototype dans les deux ans, suivies de près par l’Inde…Et nous, nous avons arrêté Astrid !

10) Faisabilité des technologies de stockage

Les auteurs de la Réponse critiquent le constat des auteurs de Burden of Proof : « un stockage généralisé de l’énergie à l’aide d’une gamme de technologies (dont la plupart - au-delà de l’hydroélectricité pompée - ne sont pas prouvées à grande échelle, que ce soit sur le plan technologique et/ou économique) » et répondent « En ce qui concerne le stockage des batteries, il est clair qu’il est possible d’exploiter la technologie lithium-ion établie à grande échelle et à faible coût. La technologie est déjà largement établie dans les appareils électroniques et de plus en plus dans les véhicules électriques à batterie »

Pas d’accord : « Le stockage de l’électricité à très grande échelle (stockage de MASSE) et pour des durées pouvant être très longues (stockage INTER-SAISONNIER) n’a ACTUELLEMENT AUCUNE SOLUTION PHYSIQUEMENT OU ÉCONOMIQUEMENT VIABLE. Ce type de stockage est pourtant indispensable dans la perspective d’une forte pénétration d’électricité intermittente »

https://www.sauvonsleclimat.org/images/articles/pdf_files/etudes/Etudes_Sapy/2018-03-Georges-Sapy-Le-stockage-de-llectricit-ralits-et-perspectives.pdf

Rappelons aussi que la batterie géante de Tesla en Australie occupe un hectare pour stocker…  8 min de fonctionnement d’une centrale nucléaire typique de 1 000 MW

11) Faisabilité de la Biomasse

Les auteurs de la Réponse ne remettent pas en cause Burden of Proof sur la dépendance des scénarios 100% renouvelables sur la biomasse. Le scénario britannique en est un exemple typique : même dans l’hypothèse d’une réduction de 54 % de la consommation d’énergie primaire, les scenario 100%ENR nécessitent pour le Royaume-Uni  par exemple 17 % de la superficie terrestre. Pour l’Irlande, ce serait 60%....

12) Pays déjà à 100% renouvelables  (ou proches)

« Les auteurs affirment que le seul pays développé avec 100% d’électricité renouvelable est l’Islande. Cette déclaration ignore les pays qui se rapprochent de 100%...Les pays qui sont près de 100% d’électricité renouvelable comprennent le Paraguay (99%), la Norvège (97%), l’Uruguay (95%), le Costa Rica (93%), le Brésil (76%) et le Canada (62 %) »

Commentaire : ah ben oui, vu comme ça ! Quand on a beaucoup, beaucoup d’hydraulique ( renouvelable et pilotable, pas intermittent !), là oui, on peut avoir facilement un réseau électrique stable…

The authors state that the only developed nation with 100% renewable electricity is Iceland. This statement ignores countries which come close to 100% and smaller island systems which are already at 100% (on islands the integration of renewables is harder, because they cannot rely on their neighbours for energy trading or frequency stability), which the authors of [73] chose to exclude from their study.

Countries which are close to 100% renewable electricity include Paraguay (99%), Norway (97%), Uruguay (95%), Costa Rica (93%), Brazil (76%) and Canada (62%)

13) Conclusion :

« Par conséquent, nous concluons que les scénarios d’énergie 100 % renouvelable proposés dans la littérature ne sont pas seulement réalisables, mais aussi viables. »

Commentaire :  ben non ! justement ! Et vous pouvez modéliser tout ce que vous voulez, la modélisation c’est bullshit in, bullshit out, et la moindre des choses est de s’assurer de la pertinence physique des hypothèses et des résultats. Par ailleurs, les nombreux mensonges sur le nucléaire prouvent à l’envie qu’il s’agit d’une publication militante, de niveau très faible et qui n’avait pas sa place dans cette revue- et il est même scandaleux qu’elle ait été ^publiée. Ce n’est pas ainsi que la nécessaire confiance en la science sera recouvrée et entretenue !   

Maintenant que chacun juge !