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 !

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 !