Réponses et remarques de l’Association PIEBÎEM au groupe de travail RTE sur les analyses de sécurité d’approvisionnement

 PIEBÎEM est partie prenante de la consultation publique organisée par RTE (Réseau de transport d’Electricité) sur le Bilan Prévisionnel 2030-2035 et participe aux groupes de travail dédiés. Dans le groupe de travail consacré à la sécurité d’approvisionnement, PIEBÎEM a fait part de ses inquiétudes sur les risques que fait peser l’intégration d’une part importante d’énergie intermittente fortement variable comme l’éolien en mer sur la sécurité d’approvisionnement

·   PIEBÎEM considère comme assez inquiétante l’intervention de l’ADEME sur la « notion de défaillance qui n’est pas qu’un critère technique, mais aussi politique ; il faut prendre en compte la facilité à accepter la défaillance ». Elle sonne en effet comme un renoncement à assurer la sécurité d’approvisionnement en présence d’un fort taux d’énergies variables intermittentes  et à accepter des flexibilités de force, bon gré, mal gré. On peut se demander dans quelle mesure de telles conceptions sont compatibles avec une volonté de réindustrialisation et jusqu’à quel degré elles sont acceptables par la population.

 

·         PIEBÎEM souligne que malgré une évidente volonté pédagogique de RTE, la démarche probabiliste utilisée pour estimer les risques de défaillances suscite encore des interrogations. Cette démarche a-t-elle fait l’objet de critiques (éventuellement favorables) de gestionnaires de réseau étranger, est-elle aussi adoptée par certains d’entre eux ?  Ne sous-estime-t-elle pas les risques accrus de défaillance qu’entrainera dans le futur un accroissement important des énergies variables intermittentes ?

 

·         Sur ce même sujet, de récentes publications allemandes montrent des résultats assez inquiétants sur l’estimation et les conséquences des « DunkelFlaute » (épisodes météorologiques de vent très réduit) sur un système à fort taux d’Energies Variables Intermittentes.  Le résultat des études sur la fréquence des épisodes de production d’éolien et de solaire quasi nulle montre entre 2010 et 2016 environ 160 épisodes de 5 jours (soit 26 par an) avec une production éolienne inférieure à 5 GW et que chaque année se produit un épisode de 10 à 14 jours de vents faibles.

 

Mais les auteurs de l’étude estiment que, pour la stabilité du réseau, il faut considérer des périodes beaucoup plus longues. Sur une étude utilisant 35 ans de données de séries chronologiques horaires, leur analyse appuie les conclusions antérieures selon lesquelles les périodes où l'approvisionnement est constamment rare ne durent pas plus de deux semaines, mais constate que le déficit énergétique maximal se produit sur une période beaucoup plus longue de neuf semaines. En effet, plusieurs périodes rares peuvent se suivre de près et il existe donc des périodes plus longues qui contiennent une accumulation de périodes fortement déficientes en vent lorsque l'on tient compte des pertes de stockage et des limites de recharge, la période de définition des exigences de stockage s'étend jusqu'à 12 semaines.

Storage requirements in a 100% renewable electricity system: extreme events and inter-annual variability, Oliver Ruhnau and Staffan Qvist 2022 Environ. Res. Lett. 17 044018, (2022)

RTE a-t-il le même type de réflexion concernant les incidences de l’accroissement de production ENR variables intermittentes et non corrélées à la demande ? 

Nb voir aussi sur ce sujet https://vivrelarecherche.blogspot.com/2023/06/rte-alerte-sur-laugmentation-des.html

 

·   S’il en était encore besoin ( ?), la présentation de RTE a montré qu’il existe de nombreuses externalités négatives économiques et techniques des ENR en terme de stabilité du réseau : besoins en stockage, besoins en inertie, dégradation économique et technique des pilotables en suivi de charge, épisodes de surproduction. PIEBÏEM considère que ces externalités négatives devraient être prises en charge par les producteurs ENR et que dans tous les scenarios et présentations, leur coût, lorsqu’il peut être estimé, devrait être clairement attribué aux ENR.

 

·         Concernant les problèmes posés par le manque d’inertie des systèmes à fort taux d’ENR , Mathieu Hochet, spécialiste « Offshore Wind », Total Energies a déclaré devant l’Académie des Technologies : lorsque les énergies renouvelables, généralement intermittentes, représenteront plus de 50 % du mix électrique, il sera particulièrement délicat de rétablir la tension sur le réseau en cas de black-out. Confirmez-vous cette analyse ?

Le mot de black out semble devenir tabou, pourtant de faibles incidents d’ailleurs  assez récurrents entre la Serbie et le Kosovo ont entrainé (par exemple, le 10 janvier 2019) une baisse de fréquence sur l’ensemble des pays européens ; l’effondrement a pu être évité de justesse par la déconnexion d’industriels électrointensifs mais la résilience du réseau européen à de tels incidents pourtant mineurs peut poser question, surtout avec l’augmentation du taux de pénétration des « ENR ».

 

·     Ainsi qu’il a été évoqué par plusieurs participants, le suivi de charge des ENR par le nucléaire retentit sur ses performances technologiques et sa rentabilité économique  et pourrait en fait impacter la durée de vie des centrales nucléaires…dont la prolongation est indispensable à la sécurité d’approvisionnement. En particulier, la modulation de la production est actuellement utilisée pour optimiser la gestion du combustible et la répartition des arrêts de tranche, qui est aussi un facteur éminemment important de résilience pour passer des périodes difficiles.  La réponse de RTE à ces préoccupations semble être que la modulation du nucléaire pour suivi de charge des ENR remplacera la modulation pour gestion du combustible, ce qui est assez inquiétant quant à la sécurité d’alimentation.

Ce phénomène ne se produit-il pas déjà ? RTE vient de demander à EDF de décaler d'un mois la visite décennale de la tranche 2 de Blayais. Est-ce en en raison de la variabilité des ENR dans la période considérée ? Quelle en est l’incidence sur la sécurité d’alimentation ?

 

·        Au-delà se pose la faisabilité même du suivi de charge par le nucléaire de productions électriques à forte variabilité instantanée comme l’éolien marin, certains considérant qu’il ne peut être accompli que par des centrales à gaz de dernière génération.

 

RTE peut-il fournir une estimation du nombre de nouvelles centrales à gaz qu’il faudrait construire pour assurer un suivi de charge techniquement réaliste et économiquement supportable des Energies Variables Intermittentes, en fonction de leur taux de pénétration et de leur nature ( éolien terrestre, marin, solaire) ?

 

·    Concernant l’hydrogène, PIEBÎEM  note que RTE constate que « des modes spontanément peu flexibles sont envisagés par les industriels ». C’est assez peu surprenant, si l’on prend en compte les avertissements de l’Académie des technologies et de la Commission de Prospective de la CRE. Ainsi, les épisodes de prix négatifs « ne permettent cependant pas de justifier l’hypothèse parfois avancée d’un stockage d’énergie alimenté uniquement par une électricité fatale. Le coût d’investissement des électrolyseurs est élevé et ils ne peuvent se contenter de fonctionner exclusivement dans les périodes de surplus d’électricité ; la rentabilité de la production d’énergie intermittente implique qu’elle soit vendue en moyenne à un prix égal à son coût de production actualisé (Leverage Cost of Electricity), ce qui est retenu dans les évaluations ci-après….Il convient donc de prendre en compte les coûts réels de revient de l’électricité renouvelable proposés par la Cour des comptes en 2018, portant le kg d’hydrogène entre 7 à 9,5 €. S’ajoutent, le cas échéant, des coûts de stockage (compression, réservoirs…) de 0,5 à 1 €/kg. » (https://www.academie-technologies.fr/blog/categories/publications-de-l-academie/posts/l-)

Ou :  la solution qui  « consiste à relier directement les électrolyseurs à une source d’énergie renouvelable et de n’utiliser que les surplus de production d’électricité pour produire de l’hydrogène, afin de bénéficier des prix les plus bas. Ce fonctionnement s’avère être le plus onéreux, car le taux de charge des électrolyseurs est particulièrement faible compte tenu de l’intermittence des renouvelables… cette configuration oblige à surdimensionner l’électrolyseur pour qu’il puisse recevoir le plus possible d’électricité produite par la centrale. Elle ne présente  aucun espoir de rentabilité même à moyen terme avant 2030 » (Comité de prospective de la CRE_ Le vecteur hydrogène)

    De façon générale, l’association  PIEBÎEM appelle RTE à ne pas sous-estimer les dangers d’un taux important de pénétration des Energies Variables Intermittentes sur la stabilité du réseau et la sécurité d’alimentation, à éviter de recourir à de la « flexibilité magique »  et à en peser soigneusement les conséquences, notamment en terme d’équipement en pilotable gaz. PIEBÏEM considère que l’ensemble des données présentées doit inciter à une remise en cause drastique des objectifs de développement de l’éolien en mer dont les coûts intrinsèques déjà élevés sont démultipliés par l’exigence de compenser une forte variabilité, à supposer même qu’il soit possible d’écarter les dangers qu’elle fait peser sur la sécurité d’alimentation.

Consultation CNDP- Penly : Un débat réservé aux ONG anti-nucléaires, les ONG pronucléaires exclues

CNDP Débat Penly 8 novembre à Paris et par vidéo : Avons-nous besoin d'un nouveau programme nucléaire ?

Scénarios de Réseau Transport d’Electricité (RTE) , Scénarios de l’Agence de la transition Ecologique (ADEME) , Scénarios de l’association NégaWatt :

Pour un point sur les scenarios exclus de la discussion par la CNDP et qui permettent de préserver 70 à 80% de nucléaire de base, décarboné, pilotable, économique, 24h/24h, 7 jours/7, par tous temps  

Scenario CEREME

Pour commencer, un petit problème : la sous-estimation par RTE de l’augmentation des besoins électriques au vu des estimations des sociétés savantes et de nos voisins

Le scenario CEREME – Roland Berger 

Il est basé sur  l'hypothèse de la mise en oeuvre d'un programme électronucléaire français permettant d'atteindre 98,6 GW de capacité nucléaire installée en 2050 et reposant sur deux hypothèses fortes :

 - la prolongation du parc nucléaire historique jusqu'à 70 ans ; soit 59 GW, avec une hypothèse de disponibilité de 75 %,

- la construction de 24 nouveaux réacteurs de type EPR 2 d'ici 2050, soit 39,6 GW d’ici à 2050 (avec un taux de disponibilité de 85 %). Ces nouveaux réacteurs seraient construits sur un rythme de deux par an à compter de 2028, « à mettre en relation avec le rythme de mise en service du parc historique, de quatre à six réacteurs par an, dans les années soixante-dix et quatre-vingts »

Ces moyens nucléaires sont complétés par les moyens hydrauliques existants et projetés par RTE dans son rapport Futurs Energétiques 2050 ainsi que par une part plus faible d'EnRi (49,6 GW).

Ce mix fait l'hypothèse de l'arrêt du développement et du non-renouvellement des capacités renouvelables centralisées. En 2050, le parc EnRi est alors constitué principalement de capacités solaires diffuses (48,7 GW) en autoconsommation dont le développement dépend plus marginalement des pouvoirs publics. Les capacités éoliennes sont progressivement retirées du fait de leur vieillissement (durée de vie estimée à 20 ans pour l'éolien offshore, 25 ans pour l'onshore).

Commentaires et précisions

 La dimension du parc à construire dépendra donc du choix qui sera fait pour la DDV du parc existant. Il faudra construire 40 GW, si on retient 80 ans, 45 si on retient 70 ans, 86 si l’on limite à 60 ans. 40 GW représentent la puissance de 24 réacteurs EPR2, 45 GW la puissance de 27 EPR2 et 55 GW (dans une hypothèse de fermeture étalée entre 60 et 70 ans) 30 EPR2.

Dans cette hypothèse et en supposant que le processus d’approbation conduise à la mise en construction du 1er réacteur en 2027 et une durée de construction moyenne de 7 ans, il faudra construire 30 EPR2 en quinze ans, soit deux par an. C’est un enjeu industriel considérable mais bien sûr atteignable. Rappelons que dans les années 80 la France a mis en service 40 GW en dix ans, avec un pic de 6 réacteurs la même année. Cela implique un engagement politique et industriel clairement affiché et comme dans les années 70-80, des contrats de programme qui permettent aux industriels d’investir sur le long terme dans les outils de fabrication et dans la formation.

Il existe un autre critère essentiel pour le dimensionnement du mix de production qui est la puissance mobilisable (GW) à la pointe de consommation. Ce critère très rarement évoqué résulte de ce que l’électricité n’est que marginalement stockable et qu’il faut donc fournir à chaque instant la puissance demandée. Aujourd’hui, la puissance « pilotable » mobilisable à la pointe compte au maximum 57 GW de nucléaire, 15 GW d’hydraulique, 12 GW de gaz, environ 6 GW de charbon, fuel et bio énergie, pas de solaire (éventuellement 1GW d’éolien). Au total, 91 GW qui devraient tomber à 86 si les centrales à charbon et au fuel sont fermées en 2021 comme il est prévu. Rappelons que lors des épisodes de pointe que la France a connus, la puissance demandée a dépassé 90 GW (102GW en février 2012). La conséquence est que, au-delà des 15 GW d’hydraulique qui n’augmenteront que d’un ou deux GW d’ici 2050, ce sont exclusivement le nucléaire de puissance et le gaz (le charbon et le lignite en Allemagne) qui permettront de répondre à la demande de pointe. Le choix est donc simple : plus de nucléaire et moins de gaz ou plus de gaz et moins de nucléaire.

Le développement industriel des nouvelles technologies que sont le stockage de masse, l’hydrogène, les « gaz verts » et même les SMR, reste hautement hypothétique, ou totalement antiéconomique, à l’échéance de 2050, et sans doute encore après, en tout cas pour leur usage dans la production d’électricité. Si l’on suppose que la pointe évolue proportionnellement à la consommation c’est-à-dire d’environ 50% d’ici 2050, il faudra environ 135 GW (90x1,5) de puissance installée et, par conséquent, 120 GW du mix nucléaire plus gaz.

La France bénéficie de la technologie, d’une base industrielle, d’une opinion publique favorable et surtout du plus grand parc homogène en exploitation, il faut donc limiter à son minimum la production d’électricité au gaz, en augmentant la part du nucléaire. Jusqu’aux années 2010, le nucléaire a représenté jusqu’à 80% de la production. Le bénéfice pour les Français a été considérable : prix constamment décroissants, indépendance nationale, bénéfices d’exportation élevés. Le développement de la production au gaz conduira nécessairement à une aggravation de la dépendance énergétique vis-à-vis de l’Algérie, de la Russie et de l’Allemagne, à une aggravation importante de la balance commerciale et plus certainement encore à une augmentation et une instabilité des prix de l’électricité (la situation actuelle le préfigure). Pour réduire notre dépendance stratégique et économique à une source d’énergie exogène et assurer une production d’électricité à un prix stable sur la longue durée, l’intérêt national est de réduire autant que possible la part du gaz et de la limiter, en complément de l’hydraulique, à la modulation de la production.

C’est donc d’un parc nucléaire d’environ 100 GW dont la France aura besoin en 2050. Avec l’hypothèse réaliste d’une disponibilité du parc de 82%, comme cela a été le cas pendant de nombreuses années, le nucléaire représentera alors 80% du mix de production, revenant ainsi à un niveau historique (100GW x 8760h x 0,82 = 718 320 GWh soit environ 720 TWh = 80% de 900 TWh). Cette hypothèse qui permet de limiter à quelques GW l’augmentation de la puissance au gaz rend totalement inutiles les ruineux investissements dans les énergies renouvelables éoliennes et solaires.

Scenario Terrawater ( Les Voix du nucléaire)

 Il préconise un fort développement du nucléaire (22 EPR2 d’ici 2050) et en même temps un développement massif de l’hydroélectricité, qui est la 1ère source d’énergie renouvelable dans le monde (multiplication par 9 des capacités de STEP),

De plus, le type de capacité hydraulique que ce scénario veut développer massivement, ce sont des STEP  (Station de Transfert d’Energie par Pompage), qui sont le 1er moyen de stockage de l’électricité. TerraWatter préconise de passer de 5.000 MW de STEP actuellement, à 47.000 MW, et ce principalement en modernisant des installations déjà existantes. Cette puissance de STEP permet, à un prix extrêmement compétitif, sans besoin en matériaux précieux et importés, avec une technologie éprouvée, de résoudre le problème de l’intermittence des énergies renouvelables solaire et éoliennes.

 Il est construit sur des technologies éprouvées et maîtrisées aujourd’hui : Les rédacteurs ont choisi d’ôter tout risque sur la capacité de production industrielle et tout doute technologique. Par exemple, il n’est plus question de technologies non encore matures en 2022, comme le stockage de l’électricité via des batteries à grande échelle, le V2G (vehicle to grid)

A la place des principes simples : une faisabilité technique et industrielle déjà éprouvée en 2022, un minimum de complexification du réseau pour plus de robustesse.

Il est basé sur une grande capacité de production : Il préconise une production d’électricité totalement décarbonée et abondante afin de ne pas dépendre des importations, et permettant d’encaisser une augmentation massive de la consommation qu’entrainera l’électrification de l’industrie et des transports.

Scenario Negatep (Sauvons Le Climat)

Compromis entre le souhaitable et le possible, NégaTep conduit progressivement, à l’horizon 2050-2060, à une réduction par un facteur supérieur à 4 des émissions de gaz à effet de serre dans notre pays, sans imposer de décroissance. Cette décarbonation concerne tous les secteurs de l’activité économique (hors agriculture) et s’accompagne d’un recours massif au vecteur électricité. La production électrique serait très majoritairement nucléaire complétée par une importante contribution de renouvelables et un reliquat de fossiles (gaz) voué à la disparition.

Le scénario Negatep prévoit 725 TWh. Cette forte augmentation de 275 TWh s’explique essentiellement par le rôle prédominant que prend l’électricité dans les transports en remplacement partiel du pétrole. L’énergie issue du nucléaire passe de 400 TWh à 565 TWh (exemple 50 tranches EPR)

Cet accroissement de 275 TWh sur la consommation actuelle, est la conséquence de deux effets de sens contraires : Une stabilisation au niveau actuel, voire une légère baisse, des usages traditionnels de l’électricité,  l’apparition de besoins nouveaux d’électricité soit :

- le développement de l’électricité en direct pour les transports : + 105 TWh

- la production de biocarburants : + 115 TWh

- l’évolution des besoins de chaleur dans les usages fixes + 33 TWh

-  l’évolution des usages spécifiques de l’électricité + 33 TWh La production se répartit entre les sources non émettrices de CO2 pour et celles émettrices de CO2 :

D’où finalement Sources non émettrices de CO2 685 TWh répartis :

- Nucléaire 565 TWh

-  Hydraulique 70 TWh

- Bois et déchets 20 TWh

- Eolien 20 TWh

- Divers renouvelables 10 TWhe.

- Sources émettrices de CO2 : Gaz naturel 40 TWh

Pour répondre à ces besoins de production accrus de 57 % (passage de 437 à 688 TWh), les nouvelles tranches dites de IIIème génération se substitueront aux tranches actuelles, au fur et à mesure des fins de vie de ces dernières.

Les nouvelles tranches EPR de 1650 MW se substitueraient aux tranches actuelles (de 900 à 1450 MW) dont la puissance moyenne est de 1070 MW. Elles sont conçues pour être capables de produire près de 13 TWh par an, mais on peut penser que certaines d’entre elles seraient utilisées en semi-base, pour limiter le nombre de centrales à gaz de secours de l’éolien et répondre au pic de consommation d’hiver. Avec une production moyenne de 11 TWh/an (facteur de charge 76 %), il faudrait environ 64 EPR (soit un nombre proche des 58 tranches existantes, et donc un rythme de construction de 2 EPR par an à partir de 2030.

Quel que soit le niveau final de puissance retenu (simple remplacement à puissance totale identique ou plus comme il sera vu ci après), pour ne pas avoir l’« effet falaise » et retrouver un tythme de construction calé sur celui des années fin 70 (plus de 4 tranches par an certaines années) les arrêts définitifs seront programmés entre 50 et 60 ans. Cela donne un besoin de tranches nouvelles en remplacement à partir de 2027 et une fin de remplacement en 2060, donc étalé sur 33 ans, comme le montre la figure 8.

En 2050, il y aurait encore environ 16 GW de centrales de II° génération en service et Négatep considère qu’il faut aller au delà de la limite des 63 GWe fixée par la loi sur la transition énergétique de 2014, et donc de prévoir comme indiqué figure 7 le développement d’ unités de III° génération, au delà du simple remplacement

Commentaire et comparaison avec Négawatt :

Le scénario Negatep prévoit 50 Mtep de renouvelables (x 3 par rapport à 2000) Les renouvelables couvriraient ainsi 37 % des besoins

Cet écart de 27 Mtep avec Negawatt  dans les prévisions d’appel aux renouvelables, vient essentiellement

- d’une grande différence sur  l’éolien : 140 TWh pour Negawatt  (soit 32%) et 20 TWh pour Negatep (soit 3%)

-  le photovoltaïque : 65 TWh pour Negawatt et qui reste marginal pour Negatep

- la biomasse chaleur : 27 Mtep pour Negawatt et 19 Mtep pour Negatep

-  la biomasse pour les biocarburants : 10 Mtep pour Negawatt et 5 Mtep pour Negatep

Dans le scénario Negatep, les différentes voies retenues peuvent toutes être développées avec les technologies existantes ou sur le point de l’être, à l’exception de la production de biocarburants à partir de produits ligno-cellulosiques.

La situation est différente dans le scénario Negawatt, car on ne sait pas aujourd’hui stocker de grandes quantités d’électricité, condition indispensable à la production de plus de 200 TWh d’électricité intermittente. C’est probablement la raison pour laquelle le scénario Negawatt prévoit, à titre transitoire, une augmentation massive de la production d’électricité à partir de gaz naturel (40 % en 2040). En fait, en l’absence de stockage de l’électricité, la production intermittente pourrait difficilement dépasser 10 %.

La biomasse agricole : quelles ressources pour quel potentiel énergétique ? Etude de France Stratégie

 Note de synthèse :https://www.strategie.gouv.fr/sites/strategie.gouv.fr/files/atoms/files/fs-ns_-_biomasse_agricole_-_quelles_ressources_pour_quel_potentiel_-_29-07-21.pdf

Etude complète : https://www.strategie.gouv.fr/sites/strategie.gouv.fr/files/atoms/files/fs-dt_-_biomasse_agricole_-_quelles_ressources_pour_quel_potentiel_energetique_-_29-07-21.pdf

But de l’étude : Fondé sur l’analyse des travaux et données statistiques actuellement disponibles, ce travail doit permettre d’évaluer la compatibilité de ces gisements avec les orientations de développement de la biomasse-énergie prévues par la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC). Enfin, pour mieux évaluer le potentiel d’utilisation de la biomasse sur le long terme, un essai de projection est réalisé à l’aide de scénarios de mobilisation à l’horizon 2050.

L’essentiel : les prédictions de la SNBC et de la PPE sont gravement dans les choux !

La biomasse agricole actuellement mobilisée pour des usages énergétiques, tels que la combustion, la méthanisation ou l’usage de biocarburants, représente près de 40 térawattheures (TWh). En tenant compte des disponibilités additionnelles des gisements existants, comme les effluents d’élevage, les résidus de cultures ou les surplus d’herbes, le potentiel énergétique maximal identifié de la biomasse agricole pourrait, en théorie, atteindre 120 TWh. Or, la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC) estime un potentiel de production de biomasse agricole proche de 250 TWh. Cet objectif ne pourrait donc pas être atteint en considérant uniquement ces disponibilités supplémentaires.

Pour accroître davantage la biomasse énergétique, il serait nécessaire d’augmenter significativement les prélèvements en résidus de cultures, et de recourir massivement à certaines cultures dédiées. Cependant, le potentiel de ces deux derniers leviers reste très incertain, du fait de leur faisabilité — impliquant, entre autres, une redistribution majeure des terres agricoles — et des impacts associés, tels que les changements d’aff­ectation des sols, qui s’ajoutent à la forte variabilité de la disponibilité de certains résidus ainsi qu’aux besoins prioritaires (alimentation, agronomie, matériaux).

La SAU (superficie agricole utilisée) consacrée à la production de biomasse non alimentaire est estimée actuellement à environ 1,7 Mha (soit 6 % de la SAU totale). Pour couvrir les besoins en biomasse projetés à long terme, il sera nécessaire de recourir massivement aux résidus de cultures, aux surplus d’herbes et aux cultures intermédiaires ne nécessitant pas de nouvelles surfaces spécifiques et récoltables sur un minimum de 15 Mha (plus de 50 % de la SAU estimée en 2050).

Nos constats montrent que la mobilisation de la biomasse agricole dans le but d’atteindre la neutralité carbone est possible, mais qu’elle ne l’est pas aux niveaux fixés par la SNBC

NB : Le constat avait été fait il y a plus de 2 ans par le Collectif National Vigilance Méthanisation : « Une PPE à 10 %, la moyenne basse de l’ADEME, c’est l’équivalent de la surface totale de 6 départements français moyens, qui servirait seulement à remplir le ventre des méthaniseurs »

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/04/ravages-dans-nos-campagnes-apres-les.html

Autre contraintes et contradictions certaines avec d’autres objectifs

L’exploitation industrielle de la biomasse est sur certains points en contradiction avec l’agroécologie

Certains déterminants externes peuvent avoir des e­ffets sur la disponibilité de biomasse sur le long terme, comme le changement climatique, la baisse du cheptel ou le développement de l’agroécologie, moins productive pour une culture donnée que l’agriculture conventionnelle et impliquant un retour de matière organique dans les sols plus important. Un changement de pratiques agricoles sur le long terme pourrait donc potentiellement influer sur le niveau de disponibilité de certaines ressources et l’équivalent énergétique estimé.

Par ailleurs, cette disponibilité potentielle ne serait totalement effective qu’en anticipant de possibles avancées techniques et un développement accru des filières de valorisation, la majorité des potentiels étant estimée atteinte d’ici à 2040. L’exemple le plus représentatif de cet aspect temporel réside dans la mobilisation effective des effluents d’élevage, gisement difficilement maîtrisable, ne pouvant être atteinte que sur le long terme (à l’horizon 2050)

Plus précisément :

Cultures pérennes et alimentation : Un déploiement à plus grande échelle des cultures pérennes à des fins énergétiques peut cependant soulever des interrogations sur la concurrence avec l’usage alimentaire des sols agricoles. De plus, es monocultures dédiées à la production de biomasse énergie affectent également la biodiversité

Cultures annuelles et compétition des usages : Les résidus de cultures annuelles sont une ressource pouvant potentiellement faire l’objet de plusieurs usages (retours au sol par broyage et enfouissement, alimentation animale, paillage, construction, combustion, méthanisation ou encore biocarburants)….la ressource durablement disponible risque d’être limitée et inférieure aux disponibilités estimées

Effluents d’élevage et problèmes des digestats : les effluents d’élevage, cultures intermédiaires et autres couverts végétaux présentent l’avantage de disposer de gisements potentiellement disponibles sur l’ensemble du territoire. Les impacts d’un retour des ressources prélevées, direct ou indirect sous forme de digestat sur la qualité biologique du sol et les pollutions di­ffuses à long terme restent encore à estimer. Une attention particulière s’impose quant à la présence éventuelle de métaux lourds (chrome, mercure, zinc, cadmium, etc.) à des niveaux critiques dans certains types de digestats. Ces contaminants sont à risque pour la santé humaine, animale ou végétale (pollution diffuse dans les sols et l’eau)

Effet d’un développement des pratiques agroécologiques :  Dans un système agricole (scenario B) où les pratiques agroécologiques ont été développées à plus grande échelle (allongement des rotations, développement des légumineuses, cultures associées, couverts, limitation du travail au sol, développement de l’agroforesterie, etc.) et où l’agriculture biologique représente au moins 60 % de la surface agricole totale cultivée, le recul de l’agriculture conventionnelle se caractérise principalement par une baisse des rendements, en considérant une baisse moyenne de 20 % entre agriculture biologique et conventionnelle.

Le problème des puits de carbone : Selon la SNBC, d’ici à 2050, les puits de carbone naturels devront être multipliés par 2 pour atteindre environ 65 Mt CO2eq.

Les technologies et procédés industriels de captage, de stockage et de réutilisation du carbone représenteraient une absorption de 15 Mt CO2eq en 2050. Le puits total, estimé à 80 Mt CO2eq, repose donc en grande partie sur le stockage naturel du carbone, dans les forêts (35 Mt CO2eq), les produits du bois (20 Mt CO2eq) et les autres terres (10 Mt CO2eq).

Si on exclut la forêt guyanaise, les écosystèmes agricoles et forestiers représentant environ 75 % du territoire français stockeraient actuellement 4 à 5 Gt de carbone (soit 15 à 18 Gt de CO2), dont près d’un tiers dans la biomasse (principalement par le biais des arbres) et plus de deux tiers dans les sols au sens strict. Ce chiffre peut atteindre 25 Gt de CO2 avec les quelque 8 millions d’hectares de la forêt guyanaise.

Ce stockage peut être accru et préservé à condition de s’appuyer sur plusieurs pratiques agricoles (développement de couvertures végétales, agroforesterie, prairies temporaires, plantation de haies, réutilisation du compost et des déchets organiques, etc.),

NB : on aura droit au glyphosate pour les couvertures végétales ? Parce que sinon…

 La méthanisation industrielle gagne par KO contre la méthanisation à la ferme: les projets de méthanisation mis en place par de petites exploitations agricoles d’élevages tendent ainsi à présenter une rentabilité limitée, voire nulle ; le tout dans un contexte de hausse croissante de la place des acteurs non agricoles dans la filière, du fait des contraintes techniques propres aux distributeurs de gaz et tendant à favoriser de grands projets, ce qui limite la capacité des agriculteurs à tirer un revenu satisfaisant de cette activité et aller à l’encontre des intérêts des installations agricoles plus modestes.

D’un point de vue social, l’acceptation de nouvelles voies et unités de valorisation représente aussi un aspect à ne pas négliger. La vision de territoires maillés de méthaniseurs peut se heurter à de nombreuses oppositions liées aux nuisances olfactives et aux impacts environnementaux.

Et surtout reste le problème de la forêt , pas si renouvelable que ça : la durée nécessaire pour obtenir un bilan carbone positif en cas d’augmentation des prélèvements, couramment appelée « dette carbone », peut varier entre dix et cent ans. 

Autres données :

Et on rappellera les épisodes précédents sur les méthaniseurs: Des installations dangereuses et non surveillées par l’administration ; des nuisances importantes en terme d’odeurs, de pollution, de rondes infernales de camion ; le problème des digestats et de la pollution des sols et des eaux ; la diminution de la biodiversité ; les fuites de méthanes qui peuvent rendre complètement illusoires le bénéfice climatique, voir l’inverser …

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/04/apres-les-margoulins-de-leolien-les_19.html

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/04/ravages-dans-nos-campagnes-apres-les.html

Le photovoltaïque : choix technologiques, enjeux matières et opportunités industrielles, Ademe 2020

 Bon, comme d’habitude, avec les rapports de l’Ademe, j’ai un peu de mal ! Parce qu’on a comme l’impression d’avoir deux rapports ; l’un, où les ingénieurs de l’Ademe écrivent ce qu’on leur dit d’écrire pour être dans la ligne du Ministère de l’environnement, c’est-à-dire sur la PPE et même au-delà, pourquoi pas, vers le 100% ENR ; et l’autre (le diable est dans les détails), où ils semblent retrouver leur culture scientifique et leurs réflexes d’énergéticiens…et contredire ce qu’ils ont écrit auparavant

Donc rapport sur le photovoltaïque de l’Ademe

https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/Plan%20ressources%20Photovoltaique.pdf

Une énergie abondante mais très dispersée , des projets démesurés

« Chaque année, la Terre reçoit sous forme de rayonnement solaire l’équivalent de plus de 8 000 fois la consommation énergétique mondiale annuelle. Pourtant, l’énergie solaire ne représente aujourd’hui que 1 à 2 % du bilan énergétique mondial . Ce paradoxe s’explique par la complexité à capter et à stocker une énergie diffuse et intermittente »

L’énergie photovoltaïque est devenue une des sources les plus compétitives de production d’énergie renouvelable dans le monde. Elle est donc amenée à jouer un rôle majeur dans la transition bas carbone. Le développement attendu pourrait conduire à installer, chaque jour, 1,4 million de modules dans le monde, dont 25 000 en France.

Les projections officielles de développement du photovoltaïque prévoient (souhaitent ?), à l’échelle mondiale à l’horizon 2030 une multiplication par 5 des capacités mondiales installées. « A l’échelle française, dans l’hypothèse d’une atteinte des objectifs de la PPE, il faudrait installer 25 000 modules par jour. Si on devait installer l’ensemble de ces modules au sol, cela conduirait à couvrir de panneaux, chaque jour, six terrains de football !!! » Cela montre l’ampleur de la progression attendue sur le photovoltaïque. »

Commentaire : ou cela montre l’absurdité de la PPE avec la fermeture prévue de 14 centrales nucléaires et un programme ENR dément.

De forts problèmes de vulnérabilité concernant les ressources minérales ; siliciium, cuivre, argent…

« L’argent et le silicium métal doivent faire l’objet d’une attention particulière car les technologies qui dominent le marché aujourd’hui et dans les années à venir (technologies dites cristallines) les mobilisent en quantité importante alors même que ces matières ne sont aujourd’hui pas récupérées dans les modules en fin de vie. » 

De façon plus précise,  «  le développement attendu de l’énergie photovoltaïque, indispensable à la transition bas carbone, aura des conséquences importantes sur la demande en ressources minérales »

Commentaires : indispensable, mais à quelle échelle ?

L’identification des matières porteuses de risques s’est appuyée sur l’étude de J. Jean et al en 2015 (Pathways for solar photovoltaïcs, Joël Jean et al Energy and Environmental Science, 2015.  Cette étude modélise les besoins en matières d’un déploiement du PV, à l’horizon 2050, de 12,5 TWc à l’échelle mondiale. Cette capacité correspond à un taux de pénétration de 50 % du photovoltaïque dans le mix électrique mondial. Il s’agit d’un scénario maximaliste, justement bien adapté à l’objectif de ce chapitre.

Ce scénario conduit à identifier 6 matières « à risques » : le silicium métal, l’argent, le cadmium, le tellure, le plomb et le cuivre. Cette liste a ensuite été confirmée par des experts du domaine.

Le silicium va continuer à dominer le marché car l’émergence industrielle d’une technologie de rupture n’est pas envisagée avant 2030. Pour l’après 2030, des technologies de rupture pourraient permettre de passer au-delà du seuil des 25 % de rendement. Parmi les technologies disponibles au stade expérimental, les cellules dites « tandem » alliant silicium cristallin et pérovskite semblent être prometteuses ».

Le silicium métal est le matériau de base de la cellule photovoltaïque cristalline. La production de silicium métal requiert de la silice issue de gisements de quartz particuliers dont la connaissance reste limitée (eh non, contrairement à ce que montre une certaine communication des fabricants de PV, n’importe quel tas de sable ne fait pas l’affaire !). Déployer une capacité cumulée de 12,5 TWc de PV cristallin à l’horizon 2050 mobiliserait 20 millions de tonnes de silicium de qualité solaire sur la période 2014-2050, soit 87 fois la quantité de silicium solaire produite en 2014. C’est l’équivalent de 23 millions de tonnes de silicium métal (soit 9 fois la production de silicium métal en 2014).

Cuivre et aluminium : Le cas du cuivre est particulièrement problématique. Le solaire, mais pas seulement lui, exige une connectique gourmande en cuivre :  de grandes longueurs de câbles sont nécessaires pour relier les modules entre eux, relier les modules à l’onduleur et connecter l’onduleur au réseau (et évidemment) plus une centrale est isolée géographiquement, plus il faudra de câbles pour la relier au réseau. Le cuivre, mobilisé par toutes les technologies PV, est massivement utilisé par les autres familles de technologies bas carbone. Il  a fait l'objet d'une analyse approfondie dans le rapport sur le stockage stationnaire et les réseaux

(cf. https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/01/les-reseaux-electriques-choix.html).

Pour déployer une capacité cumulée de 12,5 TWc de PV, il faudra mobiliser 60 millions de tonnes de cuivre, soit trois fois la production totale  de cuivre de 2014. Compte tenu de la forte demande en cuivre, métal utilisé en grande quantité dans les autres secteurs de la transition énergétique, des tensions sur le marché du cuivre ne sont pas à exclure. Il faudrait aussi 100 millions de tonnes d’aluminium, soit deux fois la production totale d’aluminium de 2014.

En effet, voici l’évolution de la consommation de cuivre. Qui peut croire que c’est durable !(NB : les réserves mondiales de cuivre primaire sont évaluées à 830 Millions de tonnes, soit 40 années de production courante)

L’argent, principalement mobilisé pour la production des cellules cristallines, ne représente que 0,1 % au plus de la masse de la cellule et la quantité d’argent utilisée par cellule diminue régulièrement. Néanmoins, le déploiement du photovoltaïque conduit à mettre sur le marché des milliards de cellules. En 2018, avec 8 %, (soit 2 503 tonnes), le photovoltaïque arrive au quatrième rang des usages de l’argent. Une capacité cumulée de 12,5 TWc de PV cristallin à l’horizon 2050 pourrait mobiliser 0,3 millions de tonnes d’argent, soit 11 fois la quantité totale d’argent produite en 2014.

Le tellure : 40 % du tellure est consommé pour la fabrication des panneaux solaires (technologies CdTe). La croissance de la production du tellure dépend du cuivre, dont il constitue un co-produit. Les réserves de tellure sont estimées entre 31 00033 et 46 00034 tonnes. Une capacité cumulée de 12,5 TWc de PV (mono-technologie CdTe) serait rapidement confrontée à la disponibilité limitée du tellure : il faudrait en effet 900 fois plus de quantités de tellure que celles produites en 2014.

Un bilan carbone discutable et fortement dépendant de la localisation

Même si, comparativement aux énergies fossiles, l’énergie PV présente un très bon bilan carbone, celui-ci pourrait être amélioré de façon significative en relocalisant la chaîne industrielle de production des panneaux en Europe et en recyclant les importantes pertes de matières qui se produisent au cours des différentes étapes de leur production. En effet, les procédés de transformation du silicium sont très énergivores : la localisation d’une part importante de la production dans des pays où l’énergie est majoritairement produite à partir de charbon et/ou de pétrole (notamment en Chine) et les importantes pertes de matières, en particulier de silicium, le long de la chaîne de valeur dégradent le bilan carbone de la fabrication des modules PV.

La production d’un kilo de polysilicium en France émet 23,12 kgCO2eq contre 87,82 kg en Allemagne et 141,02 kg en Chine. Relocaliser une partie de la production de polysilicium en France ou en Europe permettrait de réduire les émissions de gaz à effet de serre

Ben oui, mais c’est pas si facile :  « L’absence d’entreprises françaises dans le domaine du polysilicium peut s’expliquer par la forte intensité capitalistique des usines (seules les grandes usines sont rentables) et la présence d’acteurs déjà importants, y compris européens. La barrière à l’entrée sur ce marché est très haute…

Deux conditions sont indispensables à une relocalisation de la production de polysilicium en France ou en Europe : des soutiens publics, notamment pour pallier le manque d’investissements privés ; la valorisation, à l’échelle européenne, de la production bas carbone, que ce soit par la mise en place de critères environnementaux dans les appels d’offres ou de mécanismes de tarification du carbone. Ceci permettrait de réduire le déficit de compétitivité-coût du polysilicium européen par rapport au polysilicium chinois.

Commentaire : disons-le le photovoltaïque produit en Chine , c’est tout simplement une catastrophe environnementale. Et relocaliser en Europe, c’est pas gagné !

Le Photovoltaïque, champion de l’ artificialisation des sols

 « L’emprise au sol d’une centrale au sol dépend du rendement énergétique des cellules. Plus celui-ci est élevé, plus l’emprise au sol est faible pour une même puissance. On estime qu'il faut 4 à 5 m2 de sols par kWc de capacité de PV monocristallin installé et 5 à 6 m2 pour le PV polycristallin.

Par leur emprise, les centrales au sol impactent les écosystèmes à travers les remaniements puis le recouvrement partiel du sol (effets de l’ombrage des panneaux sur la température du sol et ses caractéristiques pédologiques qui peuvent avoir des conséquences directes sur le développement de la végétation)49, la fragmentation des habitats naturels (exemple des fermes solaires à capacité industrielle où les besoins réels d’espaces peuvent atteindre entre 1,5 et 2,5 fois la surface des panneaux eux-mêmes, les changements microclimatiques ou les modifications de comportements de différentes espèces d’animaux. »

En ce qui concerne l’occupation et l’artificialisation des sols, l’occupation des sols, rappelons quelques chiffres clés : c’est l’énergie nucléaire qui laisse de loin, le plus d’espace à la nature. L’énergie nucléaire a la plus faible intensité d’utilisation des terres 20 à 30 fois plus faible que l’éolien et 15 fois plus faible que le solaire photovoltaïque.

Oppositions agricoles

Et ça commence à se voir et à susciter des oppositions : 2000 hectares de terres agricoles et de forêts bientôt recouverts de panneaux solaires en Lot-et-Garonne, 400 hectares de causses dans l’Hérault... Des citoyens alertent sur les dérives de ces méga-centrales. Dans le sud du Larzac, la colère gronde. 30 000 panneaux photovoltaïques pourraient recouvrir 400 hectares de causses, de maquis, et de prairies arides, soit l’équivalent de 570 stades de foot !

https://www.bastamag.net/photovoltaique-artificialisation-sols-speculation-fonciere-alternatives-aux-derives-du-solaire-industriel-solarzac

Même la FNSEA, pourtant favorable à tout ce qui peut augmenter les revenus des agriculteurs, s’inquiète :  Solaire : les mégaprojets de parcs inquiètent le monde agricole

Le développement de grands projets solaires prévu par la Programmation pluriannuelle de l'énergie se heurte aux mises en garde du monde agricole. Christiane Lambert met en garde : pas question de laisser les agriculteurs céder aux sirènes du solaire sans garde-fous. « Il faudra un cadre national », prévient-elle. Dans le monde agricole, Christiane Lambert n'est pas seule à défendre cet encadrement. « L'espace agricole se réduit au rythme de l'équivalent d'un département tous les six-sept ans, soit 50.000 hectares. Cela ne peut pas durer », défend aussi Emmanuel Hyest, le président de la FNSafer, qui veille à la répartition des terres agricoles

https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/solaire-les-megaprojets-de-parcs-inquietent-le-monde-agricole-1005787

Des emplois fantomatiques

 « Ainsi, la valeur ajoutée industrielle du PV est aujourd’hui principalement créée à l’étranger ainsi que les emplois qualifiés associés, avec comme corollaire des modules au bilan carbone en moyenne élevé. Si cette situation perdure, ni la France, ni l’Europe, ne pourront profiter des opportunités industrielles liées à la mise sur le marché de milliards de modules cristallins dans les décennies à venir. Par ailleurs, pour un pays comme la France qui dispose d’un mix électrique peu carboné, il y a un réel risque que le déploiement du PV ne permette pas d’améliorer substantiellement le bilan carbone de la production d’électricité »

Commentaire : quel aveu ! ben alors, il faudrait peut-être revoir la PPE- moins de solaire et beaucoup moins d’éolien, plus de nucléaire !

« Alors que la France dispose encore d’importantes capacités de recherche, son tissu industriel dans le secteur PV est de plus en plus fragile ».

 « Les acteurs industriels français sont principalement positionnés sur le segment peu capitalistique de la fabrication des modules…  la fabrication des modules PV (entendu « au sens large » de la fabrication du polysilicium à la production des panneaux) est une activité mondialisée qui a connu de profondes mutations depuis le milieu des années 2000. La guerre des prix qui a accompagné cette montée en puissance des acteurs asiatiques a entraîné la disparition de la plupart des entreprises françaises »

 Et du coup, cela met aussi en péril la recherche. »

« Une capacité de recherche encore affirmée, mais vulnérable. Malgré les faiblesses de la filière industrielle française du PV, la recherche « préindustrielle » reste importante, notamment grâce à des liens solides entre la R&D publique et l’industrie. Les laboratoires de recherche français sont ainsi à la pointe au niveau mondial dans le secteur du PV. Cet environnement favorable à l’innovation devrait être un réel atout dans la compétition mondiale. Cependant, cet écosystème favorable à la recherche est aujourd’hui fragilisé voire menacé par la disparition des acteurs industriels (qui sont les premières sources de financement de ces laboratoires) et par l’absence de plus en plus fréquente de débouchés industriels en France ou en Europe pour ces innovations.

Pour mémoire : la débâcle de l’énergie solaire subventionnée en Allemagne :

Qui se souvient des promesses du Temple du Soleil ( non, ce n’est pas une secte !).  L’ex-Allemagne de l’Est était censée se transformer en  nouveau paradis du photovoltaïque en « Temple du Soleil » en lui apportant la prospérité économique grâce à une multitude d’emplois high-tech. À la belle époque de sa splendeur, pas une semaine ne passait sans que la presse ne mentionne de nouvelles innovations et leur cortège d’inaugurations en présence de politiciens trop heureux de se congratuler les uns les autres. D’après le journaliste allemand Dirk Maxeiner, le gouvernement allemand a déversé l’argent des contribuables par centaines de millions d’euros pour mettre tout cela en place : « On a vu affluer 142 millions d’euros dans le Brandebourg, 120 millions en Saxe-Anhalt et 143 millions en Thuringe. » L’idée, la vision, consistait à faire de ces régions la vitrine scintillante de l’avenir high-tech de l’Allemagne et à montrer au monde comment devenir le pays de l’écologie.

Mais le clash avec la dure réalité n’a pas tardé. En quelques petites années, les cellules photovoltaïques à bas prix importées de Chine ont inondé les marchés et les prix se sont écroulés à vive allure. Quelques mois plus tard, le Temple du Soleil n’était plus qu’un champ de ruines. Qui plus est, le niveau exorbitant des tarifs de rachat de l’énergie verte entraîna rapidement une montée en flèche des prix de l’électricité pour le consommateur. Le gouvernement fut donc obligé d’agir vite pour réduire les tarifs de rachat, ce qui eut pour effet de rendre l’énergie solaire encore moins intéressante. Le marché s’est retrouvé submergé de panneaux photovoltaïques et les producteurs allemands n’eurent plus qu’à mettre la clef sous la porte.

Grâce à la révolution énergétique subventionnée, les contribuables allemands ont créé des emplois non pas à Bitterfeld comme prévu, mais dans ces charmantes villes que sont Guangzhou, Hangzhou ou Xi’an.

Selon la Fondation Hans Böckler : « Au cours des dernières décennies, aucune autre industrie n’a connu une croissance aussi rapide que celle des panneaux solaires – et aucune ne s’est effondrée aussi rapidement. » Quinze ans ont suffi pour accomplir le cycle. La Fondation décrit comment de petites start-up se sont transformées en stars des marchés high-tech puis sont devenues insolvables les unes après les autres à partir de 2011. Des entreprises comme Solar Millennium, Q-Cells, Centrotherm, ou Conergy ont toutes fait faillite aussi rapidement qu’elles avaient surgi.

En une seule année, 30 000 emplois ont disparu et des dizaines de milliards en capital privé ont été détruits. Le seul désaccord des experts des marchés financiers porte sur le montant : parle-t-on de 30 ou de 50 milliards d’euros ?  

N.B : de la même façon la jadis pépite française (Photowatt)  a disparu

 Commentaire : Relocaliser le photovoltaïque ? Il faudrait tenir compte des expériences malheureuses passées et encore récentes. Et peut-être requestionner les ambitions photovoltaïques un peu démentes de la PPE.

Surtout que du propre aveu de l’Ademe, il n’est pas exclu « le déploiement du PV ne permette pas d’améliorer substantiellement le bilan carbone de la production d’électricité »

Je répète « « le déploiement du PV ne permettra pas d’améliorer substantiellement le bilan carbone de la production d’électricité « !