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samedi 25 mars 2023

Commission Schellenberger n°49: paroles de politiques : Elisabeth Borne, entêtement et art lourdingue de la défausse

 50% de plafond pour le nucléaire, mais pas de centrales à fermer

M. le président Raphaël Schellenberger. Vous aviez à l’époque, comme directrice de cabinet, produit une liste de 24 réacteurs à fermer dans la décennie suivant cette prise de décision. Pouvez-vous nous en détailler les modalités d’élaboration et les ambitions initiales ?

Mme Élisabeth Borne, Première ministre, ancienne ministre de la transition écologique et solidaire (2019-2020). J’ignore qui vous a dit que j’avais produit une liste de 24 réacteurs à fermer. L’accord entre le PS et les Verts de 2012 contenait effectivement une liste de 24 réacteurs à fermer. Cet accord politique n’a rien à voir avec mes fonctions de directrice de cabinet. Nous étions à l’époque dans le cadre du mandat de M. François Hollande, qui n’avait pas retenu cet objectif de fermeture, contenu dans l’accord Vert-PS de l’époque, Mme Martine Aubry étant Première secrétaire. Il avait en revanche gardé un objectif de 50 % du nucléaire dans la production d’électricité en 2025. Que des listes aient circulé à l’époque à la suite de l’accord Vert-PS de 2012 est tout à fait possible.

NB : mensonge et défausse : un objectif de 50% de nucléaire en 2025 impliquait bien de fermer 24 réacteurs

"Nous avons débattu dans le cadre de la loi de transition énergétique de la manière dont il était possible, y compris juridiquement, de prolonger les réacteurs au-delà de quarante ans. En effet, ces réacteurs ont été conçus sur la base d’une durée de vie de quarante ans et des débats juridiques portaient sur le fait que les enquêtes publiques menées lors de la réalisation des centrales nucléaires annonçaient cette durée d’exploitation. Certains, notamment les écologistes, qui faisaient partie de l’accord de gouvernement dans ce quinquennat, prônaient un arrêt administratif des centrales nucléaires au terme de ces quarante ans, ce à quoi je me suis opposée et qui n’a pas été retenu… Dans mon souvenir, nous avions retenu l’idée d’un débat public ou d’une consultation publique sur le principe de la prolongation et non d’exiger une nouvelle autorisation administrative.

Fessenheim : une décision politique…mais c’est la responsabilité d’EDF

 À cette époque, les modalités du plafonnement du nucléaire étaient aussi en débat, puisque le président François Hollande avait retenu l’objectif de 50 %, mais n’avait pas ciblé Fessenheim. La question de la centrale destinée à s’arrêter était donc débattue à l’époque.

M. le président Raphaël Schellenberger. Fessenheim n’était pas ciblée. Pour autant, vous comptiez dans vos équipes un délégué interministériel chargé de la fermeture de Fessenheim. Comment avez-vous construit, en 2014-2015, le choix de Fessenheim, qui est un choix politique et administratif, avec la création de ce poste de délégué interministériel ?

Mme Élisabeth Borne, Première ministre, ancienne ministre de la transition écologique et solidaire (2019-2020). Comme vous l’avez indiqué, ce choix a été politique. Pour mémoire, le sujet était celui du plafonnement, à une époque où l’on imaginait le démarrage de Flamanville beaucoup plus tôt. Pendant longtemps, l’idée a été que la puissance équivalente s’arrêterait lors du démarrage de Flamanville. Dans mon souvenir, EDF a été questionné pour savoir s’il existait un meilleur choix que celui de Fessenheim, mais EDF n’a jamais voulu proposer d’autre choix. Fessenheim a été la première centrale à avoir été construite et possède des caractéristiques très particulières qui ont rendu le processus d’arrêt irréversible, ne serait-ce qu’en raison des spécificités du combustible utilisé.

Le choix politique de l’époque était donc fondé sur des éléments qui ne relevaient pas de ma fonction de directrice de cabinet à l’époque, mais étaient sans doute en lien avec son statut de première centrale nucléaire construite, avec des sujets d’éventuel risque sismique et autres.

NB : n’importe quoi ; au moment où elle a été fermée, Fessenheim était la centrale avec les meilleurs performances

Les fermetures de pilotables mettant en danger la sécurité d’approvisionnement, c’est la faute à RTE…mais qui a nommé les responsables très politiques de RTE ?

M. le président Raphaël Schellenberger. Douze gigawatts de capacité de production électrique pilotable ont été fermés en France au cours des dix dernières années. Ces choix se fondent notamment sur des scénarios produits alors par RTE, qui prévoient des baisses substantielles du besoin électrique en France dans les années à venir. Comment recevez-vous ces scénarios au sein du ministère de l’environnement chargé de l’énergie ?

Mme Élisabeth Borne, Première ministre, ancienne ministre de la transition écologique et solidaire (2019-2020). En 2014, les informations à ma disposition étaient les bilans prévisionnels de RTE. Ils indiquaient que la problématique de la pointe était résorbée, vu de l’époque, et constataient que le solde exportateur de la France était important, avec plus de 40 térawattheures. Les bilans prévisionnels de RTE de l’époque, en lien sans doute avec les hypothèses de maîtrise de l’énergie et de réduction des consommations énergétiques, prévoyaient une évolution de la consommation d’électricité stable ou en baisse. Ces scénarios ont depuis été complètement réévalués, en lien notamment avec l’électrification des usages. À l’époque, aucune alerte ne pesait sur un quelconque risque sur la sécurité d’approvisionnement.

On peut regretter le manque de capacité prospective des administrations. Nous étions également peu avant l’Accord de Paris : nous ne nous donnions alors pas les mêmes ambitions de réduction de gaz à effet de serre. La loi de transition énergétique ne mentionne d’ailleurs pas la neutralité carbone : nous étions alors sur le facteur quatre. Donc je pense que l’on n’avait pas les mêmes objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre, et du coup pas les mêmes ambitions en matière d’électrification. La direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), dont c’est la responsabilité, n’a jamais contesté ni émis de doute sur les scénarios de RTE. Cela rend modeste sur les prévisions.

En 2020, Elisabeth Borne revendiquait encore la fermeture de Fessenheim  et l’objectif de baisse du nucléaire à 50% . Sans regrets.

M. le président Raphaël Schellenberger. J’en viens aux fonctions que vous avez exercées ensuite, notamment en 2020. Si comme directrice de cabinet de Mme Ségolène Royal, vous avez lancé le processus de fermeture de Fessenheim, vous en avez en quelque sorte assuré la boucle comme ministre de l’écologie en février et en juin 2020. Vous avez, à cette occasion, affirmé que l’on pouvait se réjouir de l’arrêt des deux réacteurs et qu’il marquait ainsi le premier pas vers l’objectif à atteindre de réduction à 50 % de la part du nucléaire dans le mix électrique. Considérez-vous que cet objectif doive encore être poursuivi ?

Mme Élisabeth Borne, Première ministre, ancienne ministre de la transition écologique et solidaire (2019-2020). Nous ne raisonnons plus de la même façon, puisque nous avons désormais une vision beaucoup plus ambitieuse sur la réduction de nos émissions de gaz à effet de serre et donc sur nos besoins de production en électricité. Il faut aujourd’hui déterminer le meilleur chemin pour répondre à nos besoins d’approvisionnement en électricité, ce qui a conduit le président de la République à annoncer le lancement des six nouveaux EPR. Cela nous conduit à demander à l’ASN d’étudier les modalités de prolongation au-delà de cinquante ans de nos réacteurs nucléaires et à proposer au Parlement le projet de loi voté sur l’accélération des énergies renouvelables et le projet de loi en cours de discussion sur l’accélération des projets de nouveaux réacteurs nucléaires.

Limite à 50% de nucléaire ; c’est encore la faute de RTE

Pour autant, même les scénarios étudiés par RTE qui envisagent la plus forte part de nucléaire visent un niveau proche de 50 %, notamment du fait de nos capacités à mettre en service des réacteurs dans les prochaines années 

M. Jean-Philippe Tanguy (RN). Une fois de plus, les prévisions de RTE sont votre outil principal. Vous dites qu’il est défaillant. Un exemple récent : vous dites aujourd’hui que le fait que RTE n’ait pas étudié un rapport où le poids du nucléaire est plus important est lié aux limites, affirmées sans preuve dans ce rapport, de la filière nucléaire. Votre ministre en charge, Mme Pannier-Runnacher, a indiqué hier dans Les Echos qu’elle demanderait à la filière si elle était capable de faire plus. Soit Mme Pannier-Runnacher se trompe, c’est-à-dire que la question a été posée et il lui a été répondu que la filière ne pouvait pas faire plus, soit la question ne lui a pas été posée et Mme Pannier-Runnacher va lui répondre. Le fait que RTE n’ait pas fait de scénario est-il lié, oui ou non, à une réalité de la filière, ou est-elle est liée à une posture politique ?

Pas de réponse :NB : RTE lui même a souligné que 50% n'était pas une limite gravée dans la marbre, le GIFEN a démentie cette limite, Framatome s'affirme bientôt capable de fabriquer au moins 2,5 cuves par ans

Le scenario 100% renouvelable, je sais p)lus qui l'a commandé...

M. Antoine Armand, rapporteur. Mme Ségolène Royal est venue devant notre commission avec une coupure de presse signalant que vous aviez demandé à EDF d’examiner un scénario 100 % renouvelables, semblant impliquer que vous auriez soutenu un tel scénario. Quelle est votre réaction à ce sujet ?

Mme Élisabeth Borne, Première ministre, ancienne ministre de la transition écologique et solidaire (2019-2020). Nous sommes dans des domaines où l’on peut se tromper, comme l’a montré le bilan prévisionnel de RTE. Il est donc responsable d’examiner tous les scénarios, pour faire les choix en toute connaissance de cause. En l’occurrence, l’étude menée par RTE a montré qu’un scénario 100 % renouvelable n’était pas soutenable, tant sur le plan économique que de sécurité d’approvisionnement. Cet élément est important et utile pour tous ceux qui pensent que le débat public doit se tenir sur la base de faits.





vendredi 23 décembre 2022

Le mythe bien écorné de El Hierro : un territoire a-t-il essayé de se doter d'une production électrique 100% renouvelables ?

 2 tweets remarquables de @XXC Benard @vbenard et un dossier de 2016 très complet de Sauvons Le climat (Hubert Flocard). Le texte ci-dessus est entièrement basé sur celui C Benard

https://twitter.com/vbenard/status/1605832512076333056?t=CdPQruEbHhkwDzpjcMcWvA&s=09

https://twitter.com/vbenard/status/1604744608574906368

https://www.sauvonsleclimat.org/images/articles/pdf_files/etudes/160129_GDV_SixMois_VF.pdf

Et bien oui. L'île de El Hierro (archipel des Canaries), a tenté de le faire. La presse mondiale a célébré cette tentative au démarrage du projet. En fait, c'est un échec abyssal.

Sur le papier, l'île a tout pour être un prototype idéal de la transition énergétique

Moins de 300 km2 et de 11 000 habitants, isolée (pas de câble d'alimentation électrique venant d'ailleurs), mais un régime de vent favorable et un relief escarpé.. sommet à 1500m) permettant d'installer une STEP (Station de Transfert d'Énergie par Pompage) à 700m d'altitude à moindre coût, en utilisant un cratère de volcan inactif, dont avec peu de génie civil. Une STEP est supposée être le moyen le plus efficace de stocker les surplus d'énergie éolienne: le surplus est utilisé pour pomper de l'eau vers le réservoir haut, agissant comme un lac de barrage, relâchant l'eau vers une usine hydroélectrique en cas de besoin. La possibilité d'installer une STEP à "moindre coût", en l'absence d'autre alternative de stockage digne de ce nom (le stockage batterie ou hydrogène relève pour l'heure du fantasme technologique très loin de la faisabilité concrète, pour une autre fois), ... laissait espérer que les générateurs diesel de la centrale existante, qui ont été conservés par prudence, ne fonctionneraient que lors de périodes de creux de vent tout à fait exceptionnelles.

Les conditions de vent laissaient espérer un facteur de charge des éoliennes de 50%, très loin au dessus de ce qu'on observe généralement dans l'éolien continental (France ≈14%, Allemagne Idem). Et l'ensemble du projet, subventionné par l'Union Européenne, a été conçu sur des bases techniques conformes aux meilleurs standards du moment. Notamment, les éoliennes Enercon (allemandes) sont conçues pour "lisser" les à-coups du vent, limitant théoriquement leurs impacts sur la stabilité de la grille. (un point qui va s’avérer important)

Une étude technique de 2012 concluait d’ailleurs que la turbine hydraulique de la STEP serait un bien meilleur stabilisateur de réseau que les backups diesel.

Bref, le projet naissait sous les meilleurs auspices, et lors du lancement du projet en 2015, la presse du monde entier a chanté les louanges d'El Hierro, "première île autonome grâce aux énergies renouvelables". Exemple de lyrisme de l’époque par un journal habituellement plus sérieux.

« Avec FUTURE, décollez pour les Canaries à la découverte de l'île d'El Hierro, classée "réserve de la biosphère" par l'Unesco. C'est un paradis perdu de 11.000 habitants mais aussi une des îles les plus innovantes au monde : grâce à une incroyable centrale hydro-éolienne, elle a atteint l'indépendance énergétique. Etre autonome grâce aux énergies renouvelables, ce sera bientôt l'objectif de toutes les îles de la planète ! Décollez pour les Canaries avec FUTURE. »

https://www.latribune.fr/entreprises-finance/green-business/el-hierro-ile-100-autonome-grace-aux-energies-renouvelables-491880.html

Un coût faramineux pour un projet survendu dès le départ et des résultats très loin des attentes

L'investissement a tout de même coûté la bagatelle de 82 M €, pour 5 éoliennes, 16,5 M€ par turbine. Et ce sans compter l'usine diesel, pré-existante, juste améliorée pour l'occasion. Par comparaison, en France, on estime le coût d'installation d'éoliennes de 2 à 3 MW avec simple raccordement à la grille (sans STEP ni aucun autre dispositif de lissage) entre 2 et 4M€.

La STEP, malgré des conditions favorables, car le réservoir supérieur est situé dans un ancien cratère volcanique, donc n'a pas nécessité de lourd génie civil, a tout de même représenté les 2/3 du  coût. Bref, toutes les chances étaient du côté du projet, qui a été mis en service en 2015.

Pourtant, les résultats ont été, c'est le moins qu'on puisse dire, très loin des attentes.

Tout d'abord, des ingénieurs ont noté que le réservoir de la STEP avait été très fortement sous-dimensionné, le cratère existant n'étant pas extensible. S'il avait fallu construire une STEP plus importante, en supposant qu'un autre site ait été possible, cette STEP aurait évidemment coûté beaucoup plus cher. Or, le système complet turbines + STEP "à l'économie", on l'a vu, a quand même multiplié par ≈5 le prix moyen par éolienne installée. On n'ose imaginer ce qu'aurait coûté une STEP correctement dimensionnée...



Bien que les promoteurs du projet savaient cela, le projet avait été vendu comme "net zéro" pour toucher les subventions, mais la taille du réservoir rendait inévitable l'entrée en marche plus fréquente que prévu des diesels de secours. Mais ce point, pour important qu'il soit, n'explique pas l'ensemble des défaillances du système global.

En effet, les turbines étaient supposées être capable de produire 40% d'électricité de plus que la demande total de l'île (50 GWh contre 35), et l'on espérait que malgré le réservoir trop petit, la somme de l'électricité "vent+stockage" fournie à l'île soit supérieure à 65%.

Dès les premières années, ce résultat n'a pas été atteint, l'électricité décarbonée ne représentant que 40% du total entre 2015 et 2017. Et comme l'électricité ne représente que 23% de la consommation d'énergie primaire de l'île, l'installation décarbonée n'a représenté que moins de 10% de la consommation énergétique de l'île. Très loin de l'autonomie chantée par la presse, donc.

En 2020, la situation s'est à nouveau détériorée, puisque d'après le site de l'exploitant, l'usine diesel (Llanos Blancos) représente toujours 58% de l'électricité produite dans l'île.

L'exploitant, GdV, essaie de publier les chiffres sous un jour flatteur en "nb d'heures 100% renouvelables" : 2300 en 2018, 1293 en 2020.. Sauf que cela ne représente que 26 et 14,7% du temps. Le reste: mix Diesel et vent, et souvent 100% diesel.

Et vous noterez à quel point cette performance déjà médiocre une "bonne" année est erratique du fait de la variabilité du vent d'une année sur l'autre. L'ingénieur Allemand Benjamin Jargstorf a réalisé un examen détaillé des 2 premières années de fonctionnement du système.

http://euanmearns.com/an-independent-evaluation-of-the-el-hierro-wind-pumped-hydro-system/

Ses conclusions sont surprenantes:

Les 5 éoliennes ont rarement fonctionné à leur capacité maximale. Leur production a fréquemment dûe être réduite de 11,5 à 7 ou 8 Mw de puissance pour des problèmes de stabilité du réseau. De fait, le facteur de charge réel des éoliennes se situe nettement sous 40%.

Pire, une partie des problèmes d'instabilité proviennent de la STEP. Les "temps de réaction" des turbines de la STEP sont trop élevés par rapport aux variations parfois quasi instantanées de la production liée au vent, malgré les capacités de lissage des turbines Enercon. Résultat, alors que les promoteurs du projet espéraient pouvoir "éteindre" complètement les diesels, ils ont dû se résoudre à les laisser tourner le plus souvent au ralenti, comme dans un backup classique éolien-gaz, de façon à ce que l'énergie cinétique des turbines permette des redémarrages quasi instantanés en cas de variation de charge rapide de l'éolien  sur le réseau.

L'étude de 2012 (citéee plus haut) qui soutenait que la STEP ferait un meilleur job que le diesel s'est donc lourdement plantée.

Pire, l'usine hydroélecrique n'a produit que 4% de l'électricité fournie au réseau (en 2016) au point que Jargstorf estime qu'un fonctionnement purement "diesel-vent" serait plus efficace en terme de réduction totale de la consommation de fuel. Le site "Energy Matters" tient à jour un portail qui listait et commentait les rapports de performance d'El Hierro jusqu'en 2019 (le site a cessé de publier depuis).

Parmi d'autres voici un exemple de diagramme de production d'électricité sur l'île du 16 au 19 juin 2017.

On voit clairement: que malgré le surplus de vent le 16, le diesel n'est jamais arrêté, que l'hydraulique ne pourvoit qu'à une fraction du déficit de vent les 17 et 18, et que c'est le diesel qui "tient la baraque" du 17 au 19.

La période de fonctionnement la plus favorable du système semble avoir eu lieu de Juillet à septembre 2018 : Visiblement, la STEP, malgré son coût, n'absorbe que de très courtes périodes sans vent. Dès que le calme se prolonge, le diesel reste absolument indispensable.

Les éoliennes n'ont pas été capables d'assurer le remplissage du réservoir (bien que trop petit) en permanence, du fait de leur incapacité de produire au max de leur capacité lorsqu'il y avait assez de vent, et de périodes sans suffisamment de vent plus longues que prévu.

En 2018, les 18 employés de l'usine de backup diesel de Llanos Blancos ont fait grève, le nombre d'opérations nécessaires pour assurer le maintien du fonctionnement de la grille de l'île ayant été multiplié par 4 depuis la mise en service du système combiné vent+STEP – Apparemment, le maintien de la stabilité de la grille demande bien plus de travail aux salariés de l'opérateur qu'une grille classique.

Bref, pour une demande instantanée moyenne de 4,6 GW,  l'île dispose d'éoliennes de 11,5 MW, d'une centrale hydroélectrique de 11,32 MW (cf twitt n°6), et d'un backup diesel de 11,2MW. Trois installations redondantes qui n'ont décarboné que 40% de l'électricité de l'île. Trois installations pour le   d'une !

Il faut bien payer pour toute cette redondance. Le prix de revient du KWh sur l'île est estimé à 80 Cts d'€ (d'autres estimations parlent de 1,38€ du Kwh) : 4 fois plus que la moyenne européenne, 7 fois plus qu'aux USA.

Ce prix est très subventionné par le gouvernement espagnol et l'UE. L'habitant ne paie que le tarif national, 25 cts. Le conseil de l'île, qui possède les 2/3 de GdV, a négocié une subvention de 12M€ basée sur la capacité installée et non sur les résultats réels !

Résultat, le conseil de l'île réalise un excédent de 14 M€ sur une centrale qui ne contribue qu'à réduire de 10% la part totale d'énergie primaire carbonée consommée par une île de 10 000 habitants.

GdV indique une économie de Fuel de ≈6000t en 2020, et 7600 en 2018. Soit entre 15500 et 18200 t de CO2 économisées. Une subvention de 12M€ correspond donc à un prix de la tonne de CO2 entre 659 et 774€.

Sur les marchés des crédits carbone, la tonne vaut 87 euros en europe (et en valait moins de 30 en 2020). Elle vaut moins de 30 USD en Californie. De là à parler de hold up ?

Jargstorf relaie l'hypothèse parfois émise que les politiciens de l'île et les promoteurs ont délibérément grugé les subventionneurs en leur faisant miroiter un faux Net Zéro qu'ils étaient certains de ne pas accomplir.

Bref, malgré des conditions de vent hyper favorables au départ, et un relief permettant d'installer une STEP, ce projet peut être qualifié de désastre technologique et économique, alors qu'il était supposé montrer la faisabilité d'une grille 100% renouvelables... Même si les habitants et élus de l'île continuent de chanter ses louages et clamer qu'il s'agit d'un succès, ce qui, de leur point de vue (€€€), est exact..

Quelles leçons tirer de ce projet ?

1) Les STEP ne sont pas, en l'état actuel de la technologie, une solution miracle pour lisser l'intermittence de l'éolien. Bien qu'elles soient malgré tout moins chères que des batteries ou qu'une chaîne logistique à hydrogène, (...) Elles multiplient par un lourd facteur le prix unitaire des éoliennes et ne remplissent pas correctement leur rôle d'amortisseur d'intermittence et d'à-coups de grille. Et le prix d'une STEP correctement dimensionnée serait encore plus élevé que dans le projet espagnol

Et de toute façon, le nombre d'endroits où on peut en installer n'est pas illimité, un relief important est indispensable. En France, le potentiel de production par STEP est de 6 à 7 TWh par an au plus, soit moins de 5 jours de consommation d'électricité au rythme actuel, et bien moins si on prétend électrifier un grand nombre d'opérations actuellement assurées par des "processus flamme"

2 ) À partir d'un certain pourcentage d'éolien dans une grille, en l'état actuel des meilleures technologies de turbines, la stabilité du réseau devient problématique et nécessite de faire opérer les éoliennes très en dessous de leur capacité nominale. (...)

Sachant que seules les centrales fossiles semblent avoir la réactivité nécessaire pour amortir les à-coups des parcs éoliens, et que peu de sites présentent une géographie de vent aussi favorable que El Hierro, on peut donc dire que l'électricité éolienne est une électricité fossile, légèrement décarbonée par un peu de vent. C'est particulièrement évident en Allemagne, où depuis mi-Novembre, les back-ups charbon et gaz tournent à plein régime pour compenser une longue période sans vent ni soleil

3) Les promesses "sur le papier"3 des projets d'énergies renouvelables ont une valeur inversement proportionnelle aux subventions qu'ils peuvent rapporter. Aveuglés par le hype écolo-correct, les gouvernements perdent tout discernement... avec l'argent du contribuable

En fait, à El Hierro, un site particulier bien venté, un projet éolien classique sans STEP aurait pu être rentable voire peut-être très rentable sans subventions, à défaut d'être médiatique ou "net zéro". Mais le projet avec STEP a été délibérément conçu pour maximiser son rapport subventions/investissements au profit de ses parties prenantes, pas son bénéfice environnemental.

Extraits de l’étude étude (de 2016 d'Hubert Flocard, physicien CNRS, de Sauvons Le Climat

https://www.sauvonsleclimat.org/images/articles/pdf_files/etudes/160129_GDV_SixMois_VF.pdf

El Hierro, une île à l’électricité 100%renouvelable ? Hubert Flocard

Résumé :  Cet été, les médias ont fait abondamment état de ce que l’île d’El Hierro, dans les Canaries, bénéficiait désormais d’un mix électrique 100% renouvelable. En fait cette annonce ne s’appuyait, en tout et pour tout, que sur deux heures de fonctionnement de l’installation Gorona del Viento (GdV). Le 9 Aout, une brève démonstration conforme à l’objectif annoncé dans le document projet a été réalisée. Enthousiaste, au nom du Syndicat des Energies Renouvelables, Ségolène Royal, la ministre de l’environnement et de l’énergie français, récompensait aussitôt le projet. Quel est le constat global aujourd’hui, pour cette installation inaugurée en Juin 2014 ? Un investissement financier considérable, s’appuyant à 43 % sur des subventions publiques espagnoles et européennes et conduisant à un système complexe avec plus de 34 MW de puissance installée (diésel, éoliennes et station de transfert d’énergie par pompage pour un tiers chacun) sur une île dont le besoin électrique maximal n’est que de 7.6 MW, soit quatre fois moins. GdV qui n’a quasiment rien produit pendant toute une année s’est réveillé à la fin Juin 2015. La réalité des performances après six mois d’une exploitation véritable sur la seconde partie de 2015 est la suivante: pour les trois mois les plus favorables, car les plus ventés de fin juin à fin septembre, la contribution renouvelable a été inférieure à 42 %. Sur une demi année, le résultat est encore plus décevant avec seulement 30 % de couverture renouvelable. Pendant 13 % du temps, la consommation électrique a dû être intégralement assurée par la centrale diesel. En fait, compte tenu de la production éolienne et de la consommation électrique, même si tous les efforts avaient été tentés pour atteindre la meilleure couverture renouvelable possible, celle-ci n’aurait pas pu dépasser 46,3 %

On peut montrer que compte tenu de la production de la ferme éolienne pendant les six derniers mois de 2015, la fraction renouvelable n’aurait pas pu dépasser 46,3 %. Si on suppose que pour des raisons de stabilité du réseau, une fraction de l’ordre de 25 % de la consommation devait être couverte en permanence par des systèmes disposant des capacités inertielles des turbines diesel ou hydroélectrique, la fraction renouvelable maximale aurait nécessairement été inférieure à 45 %. · Comme ces résultats optimaux ne sont obtenus que si toute la puissance éolienne est utilisée pour produire de l’énergie, soit en étant directement injectée dans le réseau, soit en y revenant après être passée par les pompes et les turbines, ces valeurs optimales ne seront pas atteintes s’il est décidé qu’une fraction de l’énergie éolienne envoyée à GdV soit utilisée pour pomper de l’eau pour des besoins comme l’irrigation.

· Selon des publications récentes, GdV devrait toucher un revenu de ~7 M€ pour son activité 2015. Ceci place le coût du kWh électrique produit par GdV à 800 €/MWh en 2015 et met le coût de la tonne de CO2 évitée à plus de 1050 €.

· Le contrat que le consortium a signé avec le gouvernement espagnol ne récompense pas beaucoup financièrement GdV pour sa production électrique et donc ne l’encourage pas à atteindre la fraction renouvelable maximale. Il décourage même la production par les turbines hydrauliques puisque celles-ci sont au moins autant payées quand elles sont à l’arrêt que quand elles fonctionnent

· Tous ces résultats sont bien sûr connus des ingénieurs travaillant à GdV. En fait, ils avaient été prédits avec une bonne précision et annoncés publiquement avant même l’inauguration de GdV par des ingénieurs ayant travaillé à la réalisation de ce projet.S. Gonzales et J. Falcon. Dans ce texte, les deux ingénieurs s’insurgent de ce qu’ils appellent les phrases grandiloquentes concernant GdV. Ils insistent sur le fait que dans les meilleures conditions possibles, GdV ne peut atteindre qu’une fraction renouvelable de 55 % (en Sect. VII au moyen des données éoliennes et de consommation de la seconde partie de 2015, nous trouvons 46,3 %) et que 25 % sera probablement plus près de la réalité (en Sect. VI nous avons vu que sur ces mêmes six mois on a observé 30.2 %). Bien qu’ils ne discutent pas les termes du contrat signé avec l’état espagnol, ils prédisent que GdV va conduire à une augmentation du prix de la production du MWh électrique sur El-Hierro. Ils ajoutent que rien dans ce projet ne peut être considéré comme technologiquement innovant. Avec le recul, ce document présente les qualités de lucidité, de précision et d’honnêteté qui manquent singulièrement à l’immense majorité des publications qui ont été consacrées à Gorona del Viento depuis son inauguration.

NB : puisqu'une étude (Jargstorf) dit qu'on pourrait obtenir la même réduction d'émissions sans faire la STEP, un projet classique de décarbonation de l'antique centrale fioul par des éoliennes, sans STEP, n'aurait il pas été rentable, vu la qualité du site niveau vent ?" Le coût moyen du Kwh produit par la centrale diesel d'El Hierro était en 2011 de... 0,242€ du kWh / 242€ du MWh. (H. Flocard dit 200). C'est pourri. Et indique pour cette station des émissions CO2 de 1152g/kWh, autant qu'une centrale charbon allemande. Donc, à partir de ces performances peu enviables…réponse oui !

dimanche 27 mars 2022

Relance de l'Energie Nucléaire Civile: Ce que dit la science, Marc Fontecave, L’Humanité, 10 mars 2022

Extraits :

1) La fin de la procrastination : « Le président de la République, Emmanuel Macron, a, le 10février 2022, par un retournement qui semblait inimaginable il y a peu de temps, annoncé, à côté d’une politique de soutien à 1'énergie éolienne en mer et à 1'énergiephotovoltaïque, un grand programme nucléaire civil pour notre pays. Celui-ci prévoit, d'une part, la construction de 6 réacteurs pour 2035 et 1'étude de 8 réacteurs supplémentaires pour 2040 ; d'autre part, la prolongation au-delà de cinquante ans des réacteurs existants, après l’accord de l’Autorité de Sécurité nucléaire (ASN). Il était urgent qu’une telle décision soit prise, après des années de procrastination…Le programme qui vient d'être annoncé est assez précisément ce que préconisait l'Académie des sciences le 8 juillet 2021 dans un avis suivant la publication d'un rapport intitulé «Considérations sur l'électronucléaire actuel et futur» (https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/07/avis-de-lacademie-des-sciences-8-mai.html)

2) Ce n’est pas remplacer  le nucléaire par les ENR qui nous permettra de répondre au défi climatique : « L'actualité de la question nucléaire est d'abord liée à la nécessité de définir pour l'avenir un mix électrique le moins émetteur de gaz à effet de serre. L'énergie nucléaire est la source d'énergie la moins carbonée à notre disposition, ce qui explique pourquoi les pays qui l'ont adoptée, en la combinant à1'énergie hydraulique, comme la France ou la Suède, sont les plus vertueux sur le plan des émissions de CO2.  Avec une énergie électrique décarbonée à plus de 90%, nous ne ferons jamais mieux, et ce n’est évidemment pas en remplaçant notre énergie nucléaire par des énergies éoliennes et solaire, cette dernière significativement plus carbonée, que nous améliorerons ce record. Dans ces conditions, il n'est pas étonnant d'observer une évolution de l'opinion sur la place du nucléaire dans la production électrique, de récents sondages montrant que presque 60% des Français y sont favorables. »

3) un scénario 100% ENR n’est pas tenable « Ce qui est de mieux en mieux compris, également, c'est que la perspective d'un mix électrique très largement dominé par des énergies renouvelables intermittentes (et c'est encore plus vrai lorsque c'est à 100 %), dans le contexte d’une électrification croissante d’un grand nombre de secteurs (transport, habitat, industrie) à l'horizon 2050, n'est pas tenable, notamment en raison des risques sérieux d’insécurité d'approvisionnement électrique que de tels scénarios font prendre. C'est exactement ce que disait le rapport remis au gouvernement français, le 21 janvier 2021, par RTE.. »

4) Problème de l’intermittence et du stockage intersaisonnier : « Tout d'abord, il faut disposer de sources d'énergie mobilisables et décarbonées pour compenser l'intermittence de l’éolien et du solaire. Or, la seule source mobilisable et décarbonée est 1’énergie nucléaire. Cette problématique est bien illustrée par l’expérience des pays, comme l'Allemagne, qui se dénucléarisent et sont de plus en plus dépendants des énergies intermittentes : ils assurent leur approvisionnement électrique avec des centrales thermiques (charbon et gaz)…

En second lieu, il faut disposer de capacités de stockage d'énergie (de type batteries électriques et hydrogène) à très grande échelle, une perspective encore très lointaine en raison des contraintes scientifiques et technologiques. Dans un article récemment publié dans les « Comptes rendus» de l'Académie des sciences, nous avons évalué la quantité d'énergie annuelle qu'il faudrait stocker, dans les moments d'excès d'énergies solaire et éolienne, pour la redonner au réseau dans les périodes de défaut de ces énergies. Dans un scénario avec 100 % de renouvelables, cette quantité dépasse la centaine de térawattheures (TWh) quand elle est aujourd'hui d'environ l0 TWh, assurée pour l'essentiel (7 TWh) par les Step (stations de transfert d'énergie par pompage). Cette étude montre également que le problème majeur est le stockage intersaisonnier, qui ne pourrait être dans l'état actuel des technologies assuré que par l’hydrogène. Malheureusement, la technologie Power-to-112-to-Power n’a qu'un très faible rendement de 25% »

La troisième condition est la stabilisation de la fréquence du système électrique, qui ne peut pas être assurée avec une production exclusivement éolienne et solaire… »

NB :  sur ces questions et le développement du réseau, voir Rapport IEA/RTE : Conditions et prérequis en matière de faisabilité technique pour un système électrique avec une forte proportion d’énergies renouvelables à l‘horizon 2050, https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/02/rapport-iearte-conditions-et-prerequis.html

5) Le nucléaire, un atout majeur pour l’avenir : « Pour toutes ces raisons, l'énergie nucléaire est, pour la France, un outil majeur de sécurisation de l'approvisionnement électrique…Il est urgent en effet de relancer une industrie nucléaire française, la troisième filière derrière l’aéronautique et l'automobile, qui a montré sa capacité à fournir au pays sur le long terme une électricité bon marché, une sécurité d’approvisionnement et une indépendance énergétique. Elle contribuera à réussir la nécessaire électrification et décarbonation du monde de demain »






mercredi 19 mai 2021

Un système 100% ENR et la fin de l’électricité nucléaire bon marché, vraiment ?

 Le Monde du 7 janvier 2021 a publié une tribune libre intitulée de MM. Quentin Perrier, Philippe Quirion et Behrang Shirizadeh intitulée « La fin de l’électricité nucléaire bon marché »

(https://www.lemonde.fr/idees/article/2021/01/04/energie-un-mix-electrique-majoritairement-nucleaire-n-est-pas-la-meilleure-option-economique_6065113_3232.html).

Cette publication est critiquable sur la forme comme sur le fond, et de nature à égarer les lecteurs du Monde. Elle n’aurait jamais dû être acceptée telle que, du moins en l’absence de tout point de vue contradictoire.

 1) Sur la forme, une absence de transparence dommageable

 Les auteurs  sont  des spécialistes de l’énergie et présentés  Philippe Quirion, comme Directeur de recherche au CNRS, M. Quentin Perrier comme chercheur en économie de la transition bas carbone et Behrang Shirizadeh comme chercheur en économie de l’énergie au Cired. A aucun moment n’est mentionné que  l’auteur principal M. Quirion est Président du très antinucléaire  Réseau action climat et membre de NegaWatt ; que Behrang Shirizadeh travaille pour Total.

Du coup, les lecteurs du Monde ne comprendront pas que leur argumentation et leur conclusion  (« il semble difficile d’affirmer qu’un mix électrique majoritairement nucléaire est aujourd’hui la meilleure option du point de vue économique »)  sont loin de faire consensus chez  les chercheurs et ingénieur en ce domaine. Et pour tout lecteur un peu habitué du sujet, il est très clair que les choix idéologiques et les préjugés antinucléaires des auteurs colorent fortement leurs hypothèses de travail et mènent tout droit à la conclusion qu’ils veulent imposer

 Sur la forme, tout cela est très très limite, et il serait souhaitable que Le Monde publie un correctif  du type :

« Le journal le Monde regrette profondément que les auteurs de la tribune Energie : « Un mix électrique majoritairement nucléaire n’est pas la meilleure option économique » (Le Monde /4 janvier 2021) n’aient pas mentionné leurs liens avec les associations antinucléaires NegaWatt et Réseau Action Climat, ainsi qu’avec Total. Ces informations auraient dû être portées à la connaissance des lecteurs. De fait, ceux-ci ont pu penser que les résultats présentés sont le résultat du modèle du CNRS ou du modèle du CIRED, alors qu’ils font l’objet de vives discussions et contradictions au sein de la communauté scientifique et de ces institutions mêmes, et  sont en désaccord complet avec nombre d’autres études »

D’autres modèles donnent des résultats radicalement différents

Quatre modèles développés par différentes équipes de chercheurs (au DIW de Berlin, à l'OCDE, au MIT et à l'Université Dauphine) arrivent à des conclusions radicalement différentes : le nouveau nucléaire ( type EPR), même à un coût de 4 000 €/kW et un prix de revient de 75-80 €/MWh, domine le mix électrique à l'horizon 2050 : de 70 à 75 % dans le modèle de Dauphine ; 60 à 65 % dans le modèle de l'OCDE et celui du MIT quand la part des ENR est de 10 %. Quant au modèle du DIW, qui étudie particulièrement les épisodes de prix négatifs, il montre qu’à partir de 30% de pénétration, la valeur de l’électricité générée par l‘éolien peut être divisée par deux.

Un résumé très pédagogique de ces études, ainsi que les liens vers les études complètes peut être trouvé dans une tribune libre de Dominique Finon et  François Lévêque (Mines- Paris Tech)  (La Tribune, 09/04/2019)

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

Pourquoi en est-il ainsi ? C’est que l’électricité est un  bien de flux qui doit en permanence s’ajuster à la demande et qu’il faut tenir compte de sa valeur au moment où elle délivrée sur le réseau. « Dit autrement, les ENR que sont le vent et le soleil ne parviennent pas à évincer le nouveau nucléaire, même cher, car la valeur économique de l'énergie et des services qu'elles produisent ne supporte pas la compétition avec celle de centrales pilotables qui peuvent produire à pleine puissance toute l'année… il ne faut pas confondre prix de revient et prix de marché. Le prix de revient des ENR peut être bas, et même de plus en plus bas à l'avenir, sans qu'elles soient pour autant rentables, leur déploiement massif se soldant par des prix de marché de plus en plus faibles. » expliquent D. Finon et F. Lévêque

Vous pouvez peut-être avec le soleil ou l‘éolien terrestre avoir un coût de production égal ou même légèrement inférieur au nucléaire, si l’électricité ne vaut rien, voire a un prix négatif (vous devez payer pour que vos voisins acceptent de la prendre) parce qu’elle est générée à un moment où personne n’en a besoin, cela affecte grandement la rentabilité de vos installations. A l’inverse, le nucléaire qui produit de manière égale toute l’année, permet de fournir une électricité abondante, sûre et de haute valeur par anticyclone hivernal ou canicule estivale…

Compte-tenu du fait de sa géographie, il n’y a ni foisonnement solaire, ni foisonnement éolien en Europe, et les productions des ENR dans les différents pays sont fortement corrélées. Le phénomène de perte de valeur de l’électricité générée existe déjà fortement (cf. les épisodes de prix négatifs de l‘éolien allemand) et, plus le taux de pénétration des ENR augmente, plus il est massif et destructeur. Ainsi s’explique le résultat trouvé par les  quatre modèles mentionnés ci-dessus : sans dispositifs d'appui et d'aide assurés par l'État et garantissant les revenus des investisseurs, financés par une taxe sur les consommations d'électricité, les ENR  restent confinées à une part de production modeste, de l'ordre de 10 %. En effet, à partir de ce niveau, la rémunération des ENR à apports variables retirée des marchés électriques ne permet plus de couvrir les coûts d'investissement.

Et le problème s’aggrave fortement avec le taux de pénétration des ENR, comme cela a été bien établi dans  le rapport 2020 conjoint de l’AIE et de la NEA et le  Rapport au Parlement Néerlandais sur l’avenir du nucléaire (voir ci-après). Donc, à rajouter aux coûts de production :

La classique LCOE (Levelized Cost of Energy, coût projeté de l’énergie)  est souvent utilisée à tort et à travers car elle ne tient pas compte de ces facteurs et favorise indument les ENR. (Elle a été conçue à l‘origine aussi de comparer la productivité de deux champs de pétrole et l’étendre à la comparaison de deux énergies pilotables, c’est déjà difficile, alors entre énergies pilotables et intermittentes, c’est complètement inadapté). Les auteurs en sont conscients et proposent une approche assez alambiquée. Il existe pourtant une méthodologie reconnue élaborée par l’AIE  afin de permettre une comparaison des coûts plus spécifique au système électrique, la LCOE ajustée en valeur (VALCOE).

Le rapport 2020 conjoint de l’AIE et de la NEA (The 2020 edition of the Projected Costs of Generating Electricity (https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_51126/low-carbon-generation-is-becoming-cost-competitive-nea-and-iea-say-in-new-report) ainsi que le recent Rapport au Parlement Néerlandais sur l’avenir du nucléaire  (Possible role of nuclear in the dutch energy mix in the future /1st september 2020) utilisent cette méthodologie, et leur conclusion est complètement contraire à celle de MM. Quirion et Perrier :

«la nouvelle énergie nucléaire restera la technologie pilotable non intermittente à faibles émissions de carbone avec les coûts prévus les plus bas en 2025 La prolongation de l’exploitation des centrales nucléaires existantes, connue sous le nom d’exploitation à long terme (LTO), est la source la plus rentable d’électricité à faible teneur en carbone. »

 Et si on parlait du réseau !

Et nous ne parlons là que des coûts d’utilisation et des coûts de marché. Il faudrait y ajouter les coûts des services systèmes que n’assurent pas les ENR, telles la stabilisation de la fréquence (un effondrement du système européen a été évité de justesse le 9 janvier 2021).

Et surtout les coûts d’adaptation du réseau (ce n’est pas la même chose d’avoir une production d’énergie très concentré et pilotable et une très dispersée et fatale). Allemagne et France convergent maintenant vers 100 milliards d'euros  - il y a encore 2 ans, les petits génies de l'Energiewende annonçaient 52 milliards …).

Et c’est encore sans compter l’acceptabilité sociale  d'une telle extension du réseau. En Allemagne, sur 3600 km de réseau supplémentaire prévus pour 2015, seuls 17% étaient réalisés en 2019 et  l’Energiewende complète exigerait 11.000 km ! 

En réponse, la loi a été modifiée pour limiter les recours des riverains, comme on le fait en France pour les éoliennes.

Ça s’annoncent pas cool du tout, la société 100% ENR. D’ailleurs, il suffit de lire les scenario de Negawatt !

 Sur le fond, une modélisation ignorant les réalités physiques

 Les critiques d’Henri Prévot (Sauvons le Climat) sur le modèle Quirion- Perrier

 Henri Prévot, un des experts de l’association Sauvons Le Climat a émis les critiques suivantes : Ce scenario  ne serait possible que si 6 conditions (au moins) étaient réunies (cf. http://www.hprevot.fr/six-si.html)

1) - une très faible consommation d'électricité, donc de très grosses dépenses d'économie d'énergie

La consommation de fioul, de gaz et de carburant fossiles est aujourd’hui de 1100 TWh. L’objectif est de la ramener presque à zéro pour atteindre la « neutralité carbone ». Pour pouvoir diminuer aussi la consommation d’électricité, il faudrait des économies d’énergie qui coûteraient très, très cher. Il est admirable qu’une étude sur l’économie de l’électricité ne dise pas un mot des dépenses à faire pour économiser l’électricité – 20 à 30 milliards d’euros par an sans effet sur le CO2.

De fait,  si l’on veut décarboner efficacement l’ensemble de la consommation énergétique, la production d’électricité décarbonée doit augmenter de manière considérable. En France, la stratégie Stratégie nationale bas-carbone (SNBC)  prévoit une montée de la part de l’électricité dans le total de l’énergie utilisée en France des 25% actuels à 50% pour 2050. Même avec beaucoup d’efficacité énergétique, cela implique une augmentation de la production d’électricité contrairement aux hypothèses posées par Quirion et al. : ainsi RTE prévoit 650TW.h contre 435 pour Quirion et al (NB consommation  2019 ; 440TW.h

2)  la stabilité du réseau sans l'apport d'inertie de masses tournantes de moyens de production

Qu’on imagine le système électronique de « contrôle et commande » d’un ensemble de centaines de milliers ou millions de points de production d’électricité répartis sur tout le territoire pour équilibrer à chaque instant production et consommation sans l’aide apportée par l’inertie de la masse des turbines et alternateurs. Les auteurs de l’étude, pour affirmer qu’il n’y aura pas de problème, se réfèrent à quelques réalisations qui sont très loin d’avoir l’ampleur de ce qui serait nécessaire à l’échelle française, balayant ainsi toute objection : une forme de détachement du réel assez sympathique car elle permet de rêver

3)- des dizaines de milliers d'éoliennes et des milliers de kilomètres carré de photovoltaïque

Sont acceptés 30 000 éoliennes (Il y en a 8000 actuellement) et 3000 kilomètres carré de photovoltaïque. Mentionnons qu’en plus les hypothèses sur de coût et de productivité  de l'éolien et du photovoltaïque sont - comment dire ? - héroïques.

4)- être indifférent à notre autonomie sur les matériaux (cuivre, acier, terres rares) et sur la technique

Pour une même production utile, l’éolien consomme dix fois plus de fer et de cuivre que le nucléaire et aussi d’autres matières critiques importées obtenues par des procédés très polluants. Dans   le dernier rapport de l’Ademe : Les réseaux électriques choix technologiques, enjeux matières et opportunités industrielles, Ademe 2020, pointe des vulnérabilités très fortes sur le cuivre et l’aluminium :

« Le cuivre et l ‘aluminium sont fortement mobilisés par la transition bas carbone dans son ensemble… le risque existe que l’offre correspondant à des standards environnementaux et sociaux élevés ne soit pas suffisantes. Pour l’aluminium, le rapport constate que les vulnérabilités en terme d’approvisionnement sont très fortes.

Voici l’évolution de la demande de cuivre ; ça ne parait pas effectivement pas très durable !

5)- ne pas se préoccuper d'une faiblesse du vent et du soleil plusieurs jours durant

Le scenario suppose que pour le vent et le soleil,  il n’y aura jamais de situations pires qu’entre 2010 et 2017. Là encore, c’est un peu héroïque !  En hiver, la production journalière par le soleil peut être vingt fois moindre qu’en été (comme en janvier 2013). Et le vent peut ne produire que quelques pourcents de sa capacité nominale plusieurs jours de suite. Si la consommation d’électricité est très basse (voir le premier « si »), les capacités de stockage de l’étude du CIRED sont suffisantes à condition qu’il n’existe pas de situations plus défavorables que sur la période de 2000 à 2017. Sinon les besoins de stockage seront tels que les batteries de véhicules électriques ne suffiraient pas. Il faudra produire de l’électricité avec un gaz de synthèse….Vive le CO2

 6)- ne pas s'inquiéter de l'insécurité d'une gestion tributaire du numérique.

Tout système de communication numérique, électronique ou informatique est vulnérable à des agressions y compris venant de pouvoirs étatiques, voire de phénomènes naturels (éruptions solaires)

Et septième si, du point de vue économique : coûts éoliens et photovoltaïques

L’éolien flottant, aujourd’hui 350 €/MWh, sera à 40 €/MWh, le solaire à 27 €/MWh Il faudra d’énormes capacités de production (en gigawatts) et il faudra aussi dépenser davantage pour transporter et distribuer cette électricité produite un peu partout et fluctuante. Qu’à cela ne tienne ! Il suffit de faire des hypothèses de coût de production éolien et photovoltaïque assez basses pour que « sans nucléaire » coûte moins qu’avec du nucléaire…

 En reprenant des hypothèses de consommation à la hausse pour l'électrification d'une partie des usages (celles de RTE, 650TWh contre 435 pour Quirion et al, pour 440 TWH en 2019) le calcul donne un système 70%Nuc/30%ENR 21milliards  d'€ par an moins cher que le 100%ENR.(à supposer que celui-ci soit techniquement possible)