Materials and Resource Requirements for the Energy Transition- (Energy Transitions Commission , July 2023)

 Objet de l’étude et hypothèses :

Ce rapport s’appuie sur la bibliographie existante et existants et évalue :

• S’il existe suffisamment de ressources en matières premières pour soutenir la transition énergétique.

• Si l’offre peut croître assez rapidement pour répondre à la demande.

• Les impacts environnementaux mondiaux et locaux de l’augmentation de l’exploitation minière et du raffinage des métaux.

• Les mesures qui peuvent être prises pour assurer un approvisionnement adéquat et sûr et pour réduire les incidences négatives sur l’environnement.

Les hypothèses 2050 :

- Une augmentation spectaculaire de la consommation mondiale d’électricité, passant de 28 000 TWh en 2022 à 110 000 TWh d’ici 2 050. Plus de 75% de cette somme serait fournie par l’éolien et le solaire, nécessitant environ 26 à 34 TW d’énergie solaire et 14 à 15 TW d’énergie éolienne, contre environ 1,2 TW et 1 TW, respectivement, aujourd’hui. Le reste sera fourni par un mélange de sources nucléaires, hydroélectriques et autres sources zéro carbone, ainsi que par des batteries et d’autres stockages pour répondre à environ 5% des besoins quotidiens en production.

- Une expansion majeure des réseaux électriques, passant de 75 millions de km actuellement de transport et de distribution à plus de 200 millions de km d’ici 2050.

- Un rôle majeur pour l’hydrogène à faible teneur en carbone, avec une utilisation totale d’hydrogène passant de 90 à 100 Mt aujourd’hui (dont seulement environ 1 Mt est à faible teneur en carbone) à 500-800 millions de tonnes par an, dont la forte majorité (par exemple, 85%) est susceptible d’être de l’hydrogène « vert » fabriqué par électrolyse alimenté par de l’électricité à faible teneur en carbone. Cela nécessite une capacité d’électrolyseur allant jusqu’à 7 000 GW en 2050.

- La décarbonisation quasi totale du parc mondial de véhicules de tourisme d’ici 2050, nécessitant plus de 1,5 milliard de voitures électriques et ~200 millions de camions et bus électriques. Cela nécessite une capacité totale de la batterie allant jusqu’à 150 TWh.

- Capacité de captage, d’utilisation et de stockage du carbone d’environ 7 à 10 GtCO2 par an, afin de compenser l’utilisation restante de combustibles fossiles et de traiter les émissions dans des applications spécifiques et d’éliminer le carbone.

Moyennant ces hypothèses j’ai rassemblé un certain nombre de courbes qui font la richesse de ce document.

Conclusion 2050 :  à condition d’un développement massif de nouvelles mines et industries de transformation, les ressources en matériaux prévisible pour 2050 peuvent permettre le succès de la transition énergétique. Pour que celle-ci s’accompagne du moins de dégâts environnementaux possibles et d’une moindre dépendance étrangère  il convient de privilégier les technologies les plus économes en matériaux et métaux critiques,  donc le nucléaire et de déprioritiser les plus consommatrices, donc l’éolien offshore.

 Conclusion 2030 : la demande en matériaux critiques pour 2030 excède les possibilités de production pour le cuivre, le nickel, le néodyme, le lithium, le cobalt, le lithium et le graphite.

Il est donc nécessaire de privilégier les techniques de production les plus économes en ces matériaux, et donc d’éviter les plus gourmandes- laquelle est clairement l’éolien offshore. Une urgence : déprioriser l’éolien offshore !

 On rappellera la conclusion du Directeur du BRGM : en 2030, il faudra choisir entre l’éolien, le téléphone portable et le développement d’internet en Afrique. (cf sur ce blog https://vivrelarecherche.blogspot.com/2023/05/les-limites-physiques-du-developpement.html)

Graphique 1) Les matériaux et métaux importants pour 2050

Graphique 2)  Augmentation des besoins en métaux et matériaux critiques pour 2050

Graphique 3) Les besoins en métaux et matériaux critiques par technologie

Conclusion : explique les tensions sur le cuivre et l’acier, montre que le nucléaire, avec l’hydroélectricité est le plus économe en matériaux.

Graphique 4) Les performances CO2 de diverses technologies

Conclusion : excellente performance du nucléaire dès aujourd’hui. Pour le reste les performances CO2 sont pour les meilleures techniques prévisibles en 2050. Le rôle de l’hydrogène parait surestimé selon des projections plus récentes. Pour les auteurs du rapport, la conclusion est optimiste : selon leur prévision, la décarbonation massive peut réussir !

Graphique 5) Criticité des besoins en métaux et matériaux critiques en 2050

Conclusion : Le cuivre, le nickel, le cobalt et l’argent sont en risque de pénurie, la demande excédant les réserves. Par contre, elle n’excéde pas les ressources connues. La transition apparait donc soutenable, à condition d’ouvrir suffisamment de nouvelles mines et usines de traitement rapidement.

Graphique 6 et 7)  Avec un effort considérable de recherche et développement, le recyclage pourra apporter une contribution significative à la demande de métaux et matériaux critiques d’ici 2050

Graphique 8 et 9 )  Même avec un recyclage important, la réussite de la transition en 2050 exigera l’ouverture d’un nombre important de nouvelles mines avant 2030, en particulier pour le cuivre, le nickel et l’argent 

Graphiques 10 et 11) : la possibilité de la transition énergétique en 2050 est conditionnée par un raccourcissement important des durées d’ouverture de nouvelles mines et par des investissement très conséquents dès la prochaine décennie (1,7 trillions de dollars d’ici 2050)

L’augmentation de l’offre primaire sera cruciale pour répondre à la croissance rapide de la demande. Pour y parvenir, quatre défis majeurs doivent être surmontés : les difficultés à prévoir la demande future, les longs délais d’extraction, le manque d’investissements et les défis liés à l’augmentation de la production minière actuelle. Une action concertée des décideurs, des mineurs et des investisseurs sera nécessaire pour créer une certitude quant à la demande future, accélérer les délais de développement minier, augmenter les dépenses en capital actuelles de 45 milliards de dollars par an à 70 milliards de dollars jusqu’en 2030 et accroître la productivité minière.

Graphiques 12 , 13,  14) : la nécessité d’exploitation intensive de nouvelles mines entrainera une forte augmentation de a consommation en eau pour l’activité minière, multipliée par 4 . C’est particulièrement le cas pour le cuivre, qui est aussi très polluant et les ouvertures de mines peuvent faire l’objet de forte oppositions.

Même après 2050, il importera donc aussi pour des raisons environnementales de limiter le recours aux techniques de production les plus gourmandes en ces matériaux, - laquelle est clairement l’éolien offshore. Une urgence : déprioriser l’éolien offshore !

Graphique 15 : Il vaut mieux investir dans le nucléaire que dans les énergies variables intermittentes

La production d’énergie nucléaire a une intensité matérielle bien inférieure à celle de énergies solaire et éolienne, ainsi que des exigences beaucoup plus faibles en matière d’utilisation des terres (tant pour l’extraction des matériaux que pour l’exploitation).

L’expansion de la capacité nucléaire pourrait être une option pour réduire les besoins en terres et en matières premières.

NB les coûts indiqués pour le nucléaire et l’éolien sont des comparaisons de coûts de production ( LCOE) et non pas comme ce devrait être, de comparaisons de coût des systèmes complets intégrant les besoins de stockage et de services systèmes ( fréquence, inertie…) au réseau et d’extensions du réseau lui-même. Les études de RTE d’une part et de la NEA d’autre part montrent un coût bien supérieur de l’éolien, en particulier off shore lorsque ces coûts totaux sont pris en compte ( typiquement pour la France,  plus de 20 milliards par an pour des systèmes à forte proportion d’ENR contre des systèmes plus nucléarisés . En particulier pour l’éolien offshore, les coûts sont plutôt de 150/200 eur le Mwh contre 60- 70 pour le nucléaire.

Graphique 16 : investir dans des technologies de production d’électricités gourmandes en métaux et matériaux critiques renchérira leur coût et retardera la transition vers les véhicules électriques avec des conséquences importantes pour les émissions carbone.

Graphique 17) les goulots d’étranglement en métaux critiques d’ici 2030 

Graphique 18: la demande en matériaux critiques pour 2030 excède les possibilités de production

Conclusion : ça ne passe pas pour le cuivre, le nickel, le néodyme, le lithium, le cobalt, le lithium et le graphite.

Il, est donc nécessaire de privilégier les techniques de production les plus économes en ces matériaux, et donc d’éviter les plus gourmandes- laquelle est clairement l’éolien offshore. Une urgence : déprioriser l’éolien offshore !

Graphique 19)  le recyclage n’apportera pas de solution possible d’ici 2030 mais pourra contribuer significativement à partir de 2040

NB c’est évident, pour recycler, il faut qu’il y ait déjà suffisamment à recycler ! Et 2que les techniques aient été développées de manière à devenir soutenables économiquement

Graphique 20)  D’ici 2030,  la demande en cobalt, cuivre, graphite pour anodes, lithium et néodyme excédera les possibilités de production.

L’utilisation des technologies les plus gourmandes en ces métaux et matériaux, tel
l’éolien offshore devra être limité

Graphique 21) D’ici 2030,  la production en cobalt, cuivre, graphite pour anodes, lithium , nickel, platine, métaux rares est extrêmement concentrée et nous expose à des risques géopolitiques majeurs.

NB ce n’est pas le cas de la demande en uranium, très diversifiée

D’ici 2030, l’utilisation des technologies les plus gourmandes en ces métaux et matériaux, tel l’éolien offshore devra donc être limité

Le Carbon Capture and Storage (CCS): une nécessité et beaucoup à développer

Ce que dit le rapport du GIEC 2021 (Climate Change 2021) : une technologie critique pour répondre au défi climatique

« Les  trajectoires énergétiques qui limitent le réchauffement moyen à l’échelle mondiale à 1,5 °C ou 2 °C d’ici 2100 supposent l’utilisation d’approches CCS  en combinaison avec des réductions d’émissions pour obtenir  des émissions nettes négatives de CO2 dans  la seconde moitié de ce siècle. Par exemple, dans l’EES1.5, toutes les voies analysées limitant le réchauffement à 1,5 °C d’ici 2100 sans dépassement ou avec dépassement limité comprennent l’utilisation du CCS dans une certaine mesure pour compenser les émissions anthropiques de CO2… Des options de CCS abordables et acceptables sur le plan environnemental et social à l’échelle nécessaire bien avant 2050 sont un élément important des trajectoires cohérentes à 1,5 °C, en particulier dans les scénarios de dépassement . L’échelle requise d’élimination par CCS  peut varier de 1 à 2 GtCO2 par ans à partir de 2050 jusqu’à 20 GtCO2 par an… »

« Pour pratiquement tous les scénarios évalués par le GIEC, le CCS  est nécessaire pour atteindre à la fois zéro émission nette de CO2 et zéro émission nette de GES, afin de compenser les émissions anthropiques résiduelles. Cela s’est dû en partie au fait que pour quelque sources d’émissions de CO2 et d’émissions d’autres GES, des options de réduction visant à les éliminer n’ont pas encore été identifiées. »  

« L’élimination anthropique du CO2 (CCS) a le potentiel d’éliminer le CO2 de l’atmosphère et de le stocker durablement dans des réservoirs (niveau de confiance élevé). Le CCS vise à compenser les émissions résiduelles pour atteindre zéro émission nette de CO2 ou zéro émission nette de GES ou, s’il est mis en œuvre à une échelle où les absorptions anthropiques dépassent les émissions anthropiques, pour abaisser la température de surface. Les méthodes de CCS peuvent avoir des effets potentiellement étendus sur les cycles biogéochimiques et le climat, ce qui peut affaiblir ou renforcer le potentiel de ces méthodes pour éliminer le CO2 et réduire le réchauffement, et peut également influencer la disponibilité et la qualité de l’eau, la production alimentaire et la biodiversité. »

« Des émissions anthropiques nettes négatives de GES pourraient devenir nécessaires pour stabiliser la température de surface de la Terre à long terme, si les rétroactions climatiques affectent davantage les puits naturels de GES. Le CCS peut être réalisé au moyen d’un certain nombre de mesures : il  s’agit notamment de reboisement et d’extension des forêts, de la gestion du carbone dans le sol, du biochar, du captage direct de l’air et du captage et du stockage du CO2 (DACCS), de la bioénergie avec captage du carbone et stockage »

(NB le biochar s'obtient par pyrolyse-carbonisation avec peu ou pas d'oxygène-de matières organiques diverses. Le procédé produit également, en proportion dépendant de la méthode, un biocarburant liquide)

« L’élimination délibérée de dioxyde de carbone (CCS) de l’atmosphère a le potentiel de compenser les émissions résiduelles de CO2 pour atteindre zéro émission nette de CO2 ou de générer des émissions nettes de CO2 négatives…. De la même manière  qu’une partie des émissions anthropiques nettes actuelles de CO2 est absorbée par les réserves de carbone terrestres et océaniques, l’absorption nette de CO2  sera partiellement contrecarrée par les rejets de CO2 de ces réserves (confiance très élevée)….

L’asymétrie dans la réponse du cycle du carbone aux émissions et absorptions simultanées de CO2 implique qu’une plus grande quantité de CO2 devrait être éliminée pour compenser une émission d’une ampleur donnée…. La diminution du CO2 atmosphérique résultant des absorptions anthropiques de CO2 pourrait être jusqu’à 10 % inférieure à l’augmentation du CO2 atmosphérique résultant d’une quantité égale d’émissions de CO2, en fonction de la quantité totale de CCS (confiance moyenne)

(Remarque :  le CCS n’ est donc pas, comme certain le craignent et d’autres l’espèrent, un permis de continuer à émettre ad libitum du CO2…)

« L’absorption anthropique de CO2 (CCS) entraînant des émissions négatives nettes à l’échelle mondiale réduirait la concentration atmosphérique de CO2 et inverserait l’acidification des océans de surface (niveau de confiance élevé)…. Si le CCS est utilisé pour aller au-delà de zéro net, dans une situation où les émissions nettes de CO2 sont négatives (les absorptions anthropiques dépassent les émissions anthropiques), le réchauffement anthropique induit par le CO2 diminuera. Une nouvelle augmentation du CCS, jusqu’à ce qu’une situation avec des émissions nettes nulles ou même nettes négatives de GES soit atteinte, augmenterait le rythme auquel le réchauffement anthropique historique est inversé après son pic »

Cependant , «  il pourrait y avoir un délai important entre le début du CCS et le fait que les émissions nettes de CO2 deviennent  négatives … Le refroidissement (ou le réchauffement évité) dû au CSC  serait proportionnel à la quantité cumulative de CO2 retirée de l’atmosphère (relation linéaire) »

« Les technologies permettant d’obtenir des absorptions anthropiques directes à grande échelle de GES autres que le CO2 sont actuellement spéculatives »

« Les avantages et les compromis pour la diversité biologique, l’eau et la production alimentaire sont brièvement examinés par mesure d’exhaustivité, mais une évaluation complète des dimensions écologiques et socio-économiques  des options du CCS est laissée aux rapports du GTII et du GTIII. »

A suivre donc

Résumé des conclusions du GIEC

- L’élimination anthropique du CO2 (CDR)) a le potentiel d’éliminer le CO2 de l’atmosphère et de le stocker durablement dans des réservoirs (niveau de confiance élevé).

- L’élimination anthropique du CO2 vise à compenser les émissions résiduelles pour atteindre zéro émission nette de CO2 ou zéro émission nette de GES ou, s’il est mis en œuvre à une échelle où les absorptions anthropiques dépassent les émissions anthropiques, pour abaisser la température de surface.

- Les méthodes d’élimination anthropique du CO2 peuvent avoir des effets potentiellement étendus sur les cycles biogéochimiques et le climat, ce qui peut affaiblir ou renforcer le potentiel de ces méthodes pour éliminer le CO2 et réduire le réchauffement, et peut également influencer la disponibilité et la qualité de l’eau, la production alimentaire et la biodiversité (confiance élevée).

- L’absorption anthropique de CO2 (CDR) entraînant des émissions négatives nettes à l’échelle mondiale réduirait la concentration atmosphérique de CO2 et inverserait l’acidification des eaux océaniques en surface (niveau de confiance élevé).

- Les absorptions et les émissions anthropiques de CO2 sont partiellement compensées par les rejets et l’absorption de CO2, respectivement, en provenance ou à partir des réservoirs de carbone terrestres et océaniques (niveau de confiance très élevé)

- L’absorption anthropique de CO2 réduirait le CO2 atmosphérique d’une quantité à peu près égale à l’augmentation résultant d’une émission anthropique de même ampleur (niveau de confiance élevé). La diminution du CO2 atmosphérique résultant des absorptions anthropiques de CO2 pourrait être jusqu’à 10 % inférieure à l’augmentation du CO2 atmosphérique résultant d’une quantité égale d’émissions de CO2, en fonction de la quantité totale d’absorption (confiance moyenne).

Le CCS est donc une technologie critique pour répondre au défi climatique…mais c’est pas gagné !

Article intéressant sur le CCS dans Transitions et Energie : https://www.transitionsenergies.com/capture-co2-indispensable-mais-personne-veut/

« Il ne sera pas possible de limiter la présence de CO2 dans l’atmosphère sans capture et stockage des émissions de carbone provenant notamment de l’industrie. Le GIEC, y compris dans son dernier rapport publié le 9 août, l’Agence internationale de l’énergie, le World Economic Forum, l’Académie des sciences américaine ou l’Imperial College de Londres prônent le développement et le recours massif à cette technologie. Elle fait pourtant l’objet d’un rejet presque systématique et sans réels fondements autres qu’idéologiques de la plupart des mouvements et des partis écologistes. Du coup, les gouvernements s’en détournent. A tort. En fait, son principal défaut est d’ordre moral. Elle permettrait à l’industrie lourde, aux centrales thermiques et aux pétroliers de poursuivre leurs activités. »

En fait, pas tout à fait…Parce qu’il s’en faut quand même de plusieurs ordres de grandeur…Et des investissements considérables.

La prochaine décennie sera cruciale

« Même si cette technologie doit encore progresser et se généraliser, si les investissements à faire sont considérables et si pour la rendre économiquement viable, le prix du carbone doit fortement augmenter, elle est en fait déjà utilisée depuis 50 ans… L’industrie pétrolière notamment capture plus de 35 millions de tonnes de carbone par an. Le groupe pétrolier norvégien Equinor injecte depuis 25 ans du carbone dans un aquifère salin…Pour Brad Page qui dirige le Global CCS Institute, un Think Tank qui entend promouvoir la capture et le stockage du CO2, «la prochaine décennie sera cruciale pour permettre à notre technologie d’atteindre suffisamment rapidement la taille nécessaire pour avoir un impact sur le réchauffement climatique. Les investissements nécessaires sont nettement supérieurs à ce que les gouvernements sont prêts à apporter, surtout à court terme »

Ordre de grandeur : L’Agence internationale de l’énergie estime que la réalisation de l'objectif 2 °C  nécessite une contribution du CCS de l’ordre de 14 % en  2060, contribution qui s’élève à 32 % dans le scénario « Au-delà de 2 °C » (B2DS). Pour atteindre l’objectif 2 °C, plus de 100 milliards de tonnes de CO2 devraient être stockés et plusieurs milliers d’installations de CCS déployées d’ici 2050. Aujourd’hui, 21 installations de grande taille seulement sont opérationnelles, injectant de l’ordre de 40 millions de tonnes (Mt) de CO2 par an…(soit multiplier par 2500 ce qui se fait actuellement)

Le CCS n’est pas une technologie nouvelle : le captage et la séparation du CO2 sont mis en œuvre dans l'industrie depuis des décennies, le transport et l'injection de CO2 dans le sous-sol est pratiquée depuis les années 1970 pour la récupération assistée du pétrole. Mais les objectifs de réduction des gaz à effet de serre nécessitent la mise en place d'une industrie CCS de taille comparable à celle de l'industrie pétrolière : des installations de captage dont la taille cumulée se compare à celle de l’industrie mondiale du raffinage, des réseaux de transport de taille comparable à ceux du transport du gaz naturel, et des infrastructures pour le stockage comparables à celles des exploitations des plus grands gisements pétroliers.

Techniques et problématiques

La technologie du captage-stockage du CO2 (CCS-Carbon Capture and Storage) consiste à capter le CO2 dès sa source de production et à le stocker dans le sous-sol. Elle intéresse les industriels car elle leur permettrait de réduire massivement leurs émissions de CO2. Mais cette solution prometteuse doit encore faire la preuve qu’elle peut être industrialisée à un coût acceptable.

Le CCS concerne principalement les sources industrielles pour lesquelles les émissions de CO2 sont concentrées, soit nombre d’industries lourdes (sidérurgie, cimenterie, raffinage, chimie et pétrochimie), qui ne disposent pas à ce jour de technologies de substitution leur permettant de réduire massivement leurs émissions de CO2.

Ce déploiement à grande échelle suppose donc que soient levés de nombreux défis parmi lesquels :

-la réduction les coûts du captage, l’étape la plus coûteuse de la filière CCS, la démonstration des capacités de stockage massif de CO2 dans les aquifères salins profonds

- la maîtrise du confinement du CO2 et de la sécurité du stockage sur de longues périodes (plusieurs centaines d'années) dans des structures géologiques de stockage.

Le captage du CO2 peut représenter jusqu’à 70 % du processus en termes de coût et constitue un enjeu technologique et économique majeur. Il existe deux façons principales de capturer le CO2 :

- le captage sur les fumées "post-combustion" consiste à récupérer le CO2 en lavant par solvant les fumées émises par la combustion. Il existe des techniques de captage de CO2 qui sont bien connues et employées dans le traitement du gaz naturel dont les concentrations en CO2 sont réglementées. Dans le cas d'un lavage des fumées résultant de la combustion, les installations sont très coûteuses et consomment des quantités importantes d'énergie. Des options innovantes de captage de CO2 dans les fumées sont à l’étude en vue de minimiser la consommation énergétique et de réduire la taille des installations et les investissements.

- le captage en oxy-combustion consiste à réaliser la combustion de combustibles carbonés en présence d'oxygène pur au lieu d'air, ce qui permet d’obtenir des fumées plus concentrées en CO2 (de l'ordre de 90 %). Celui-ci est alors plus facile à séparer de la vapeur d’eau avec laquelle il est mélangé. Le principal problème est le coût de production de l’oxygène pur, obtenu en général par distillation cryogénique de l’air.

Un autre moyen est étudié : le Chemical Looping Combustion (CLC). Ce procédé est basé sur le recours aux oxydes métalliques pour réaliser la combustion. Les particules métalliques en s’oxydant permettent le transfert de l’oxygène dans la zone de combustion, séparant ainsi l’oxygène de l’azote. Ce principe devrait permettre de réduire fortement les coûts de captage si les verrous technologiques associés sont levés.(Cette technologie est développée par IFPEN en collaboration avec Total).

Conclusion :

Il n'existe pas, selon l'Agence internationale de l'énergie de scénario crédible permettant une baisse des émissions de CO2 suffisante pour stabiliser le climat uniquement à base de renouvelable et d'économies d'énergie.

La séquestration du carbone n'est pas une solution miracle, mais peut s'inscrire dans une action plus générale incluant aussi le développement du nucléaire, les économies d'énergie, les renouvelables, la reforestation…

Il est assez déprimant de constater  que les partis estampillés écologistes s’opposent pour la plupart à ces deux technologies critiques que sont le nucléaire et la capture et stockage du CO2 (CCS)

Consultation publique sur la nouvelle version de la PPE (2) Quelques remarques de Sauvons le Climat !

Suite du blog précédent  Consultation publique sur la nouvelle version de la PPE : eh ben, c’est pas mieux que l’ancienne ! (https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/03/consultation-publique-sur-la-nouvelle.html)

J’ai tenu à publier quelques remarques de l’association écologiste Sauvons Le Climat ( que l’on peut aussi retrouver sur le site de la Consultation Publique. Extraits :

Critère de sécurité d’approvisionnement électrique : danger de black out !

(Gilbert Ruelle Commentaire PPE n° 1)

                                            

L’article D. 141-12-6 du code de l’énergie fixe le critère de défaillance du système électrique à « une durée moyenne de défaillance annuelle de trois heures pour des raisons de déséquilibre entre l’offre et la demande d’électricité ». Le code de l’énergie ne définit cependant pas explicitement ce que recouvre la notion de « défaillance ».

Et c’est là que le bât blesse, car un paramètre essentiel manque : la « profondeur » de la défaillance. En l’état actuel des choses le critère ne distingue pas la coupure d’un seul client domestique et celle d’une région française entière !!!

Le rapport CGEDD-CGE de 2018 a identifié cette faille, confirmée par RTE dans son Bilan prévisionnel 2017 :

« Le nombre d’heures moyen de défaillance […] constitue une information particulièrement imparfaite […] Des différences considérables peuvent exister, par exemple sur la profondeur de la défaillance (c’est-à-dire sur le nombre de consommateurs concernés par la défaillance) alors même que le nombre d’heures moyen de défaillance demeure identique (P 137/424) […] Ceci peut être mis en perspective par rapport au critère de sécurité d’approvisionnement actuel (un délestage d’une heure affectant quelques consommateurs et un délestage de la même durée portant sur un nombre significatif de consommateurs sont comptabilisés de la même façon) » (P140/424).

Les pouvoirs publics sont donc amenés à prendre leurs décisions sur une base trompeuse dont ils ignorent les conséquences réelles…

Pourquoi ce critère ne fonctionne-t-il plus ? Il a été historiquement élaboré lorsque le réseau n’était alimenté que par des machines de production pilotables. Le risque était alors conventionnellement limité à la défaillance fortuite de la machine la plus puissante du réseau, soit en France moins de 1,5 GW et les mesures palliatives (réserves primaires, secondaires et éventuellement tertiaires) étaient dimensionnées en conséquence.

L’introduction massive de moyens intermittents éoliens et photovoltaïques change complètement la nature du risque qui porte dorénavant sur les énergies primaires du soleil et du vent elles-mêmes qui peuvent faire massivement défaut sur la quasi-totalité du territoire. Ce défaut de mode commun se manifeste quelles que soient les puissances installées (dizaines à centaines de GW !) la production photovoltaïque étant nulle la nuit et la production éolienne pouvant chuter à quelques % de sa puissance installée par manque de vent : selon les statistiques de Rte, la production éolienne chute à moins de 10 % durant 10 % du temps soit 36 jours par an en moyenne, dont le quart (9 jours) se situe, toujours statistiquement, pendant l’hiver lorsque la consommation est au plus haut.

A contrario, cela signifie que la production éolienne a 90 % de chances d’être supérieure à 10 % et la combinaison de cette probabilité avec celle d’avoir une journée de grand froid est suffisamment faible selon Rte pour respecter le critère officiel des 3 heures par an. Sauf que la profondeur de la défaillance n’est pas définie et se situe alors entre 10 % et 0,5 % (valeur minimale observée) de la puissance installée éolienne, ce qui conduit à des réalités possibles très différentes : avec environ 16 GW actuellement installés, la profondeur de la défaillance se situe alors entre environ 1,6 GW et pratiquement 0 !

Ce qui revient à dire que l’application du critère des 3 heures conduit littéralement à « jouer aux dés » cet écart qui n’est déjà pas négligeable en période de consommation tendue et va croître et embellir avec la croissance de la puissance éolienne installée. On notera que les quatre GRT (gestionnaires de réseau) allemands, instruits par le long retour d’expérience de leurs très grands parcs éoliens à terre et en mer (plus de 60 GW actuellement) prennent en compte dans leurs études de sécurité une puissance minimale de 1 % seulement de la puissance éolienne installée (y compris en mer) soit 0,6 GW… Là où le critère français actuel des 3 heures conduirait à 6 GW ! Valeur totalement démentie par les faits observés en Allemagne…

Il est donc urgent de s’interroger en profondeur sur notre critère français et de l’adapter au risque de manque d’énergie primaire du vent généralisé au territoire qui conduit à des défaillances dont la profondeur va croître avec la montée en puissance de l’électricité éolienne et plus généralement intermittente si l’on y ajoute les défaillances du photovoltaïque par manque de soleil en journée… Pour ne pas mettre la France dans le noir !

Biomasse : la grande illusion… ?

(Commentaire PPE n° 2, Georges Sapy)

Le projet de PPE indique : « de l’ordre de 400 à 450 TWh de ressources brutes en biomasse pourraient être mobilisées à l’horizon 2050 (à comparer à 180 TWh en 2016) ». Autrement dit, on multiplierait par 2,5 à 2,8 la mobilisation actuelle de la ressource en biomasse.

Quatre interrogations : le réalisme de la prévision ; l’efficacité de décarbonation de la biomasse ; la fragilité de la ressource en biomasse ; les coûts d’utilisation de la biomasse.

Réalisme de la prévision : on peut en douter sérieusement eu égard aux limites du renouvellement annuel de la biomasse, qui doit rester au maximum naturel pour être durable. Sauf à cultiver spécialement des plantes à but énergétique, ce qui impliquerait l’usage de terres disponibles, d’intrants de culture éventuels et des dépenses de combustibles pour l’agriculture et les transports. Dont les distances doivent en outre être très courtes pour que l’opération ait un sens.

Efficacité des réductions des émissions de CO2 : la biomasse n’est réellement efficace que si son utilisation, qui émet du CO2, est très rapidement compensée par une absorption équivalente par la croissance des plantes. Si ce n’est pas le cas, l’effet sur le climat est transitoirement néfaste. De plus, les transformations de la biomasse en combustibles gazeux et surtout liquides présentent des gains très variables en termes de réduction des émissions de CO2 par rapport à leurs équivalents fossiles : négatifs pour la plupart des biodiesels (ce qui est un comble !), de l’ordre de 50 % pour le bioéthanol. Ce n’est qu’avec les biocarburants de 2ème génération que l’on peut espérer atteindre des gains nettement plus importants, dont certains pourraient approcher les 90 % voire plus.

En un mot, l’efficacité globale de la biomasse en termes de réduction d’émissions n’est pas toujours aussi importante qu’on pourrait l’espérer, loin s’en faut. Ce qui ne condamne évidemment pas ses usages mais implique de sélectionner les plus efficaces, parmi lesquels le bois énergie pour faire de la chaleur est l’un des plus pertinents. À condition de ne pas le transporter sur de longues distances, ce qui le limite aux usages locaux.

Fragilité de la ressource : cette dernière pourrait être impactée par le changement climatique, avec des risques naturels accrus : sècheresses, attaques massives de parasites, tempêtes, etc. voire giga-incendies amplifiés par les sècheresses. De tels évènements, loin d’être improbables, pourraient avoir des conséquences majeures sur certains massifs forestiers.

Coûts : sauf pour le bois énergie très bon marché et quelques autres sources, ils sont élevés à très élevés dès lors que des transformations complexes biologiques (biométhane) ou physico-chimiques (carburants de synthèse) sont nécessaires. Ce qui constitue un frein évident à leur développement.

Question, pour conclure : quel est le plan B si les augmentations anticipées dans la PPE (en réalité très ambitieuses) ne sont pas au rendez-vous ? Réponse : un seul autre vecteur sera à l’échelle des besoins : l’électricité (pompes à chaleur voire électricité joule pour le chauffage, électricité directe et hydrogène électrolytique pour la mobilité, etc.). À condition de ne pas brider artificiellement sa production… N’oublions pas qu’une société moderne a un besoin vital de suffisamment d’énergie et pourrait collapser en cas de grave pénurie. Et ne nous trompons pas d’ennemi : une électricité non émettrice de CO2 n’est pas néfaste pour le climat, même si elle doit être raisonnablement et rationnellement économisée, ce qui n’a rien à voir avec l’instauration d’une pénurie qui serait socialement mortifère.

Le mirage de l’hydrogène : il a un rendement global [électricité vers gaz de synthèse vers électricité] (« power to gas to power » en anglais) très faible, actuellement de l’ordre de 35 % pour l’hydrogène et de moins de 25 % pour le méthane de synthèse, et il nécessite par ailleurs des investissements importants dont l’amortissement dépend de l’alimentation en électricité des électrolyseurs.

Selon Rte, le coût de production de l’hydrogène électrolytique varie de 3 à 6,7 €/kg selon l’électricité utilisée (base hors pointe ou marginal renouvelable ou nucléaire) ce qui conduit à ≈ 91 à ≈ 203 €/MWh selon le cas pour le gaz hydrogène. Sa transformation en électricité avec un rendement de 60 % et un coût d’amortissement de 20 % pour l’installation de transformation, conduit donc à une électricité qui coûte entre 91/(0,6 x 0,8) ≈ 190 €/MWh et 203/(0,6 x 0,8) ≈ 420 €/MWh !

Si l’on produit ensuite du méthane de synthèse, avec un rendement de 70 % par rapport à l’hydrogène et un coût d’amortissement également de 20 % pour l’installation de transformation en méthane, les coûts ci-dessus deviennent 190/(0,7 x 0,8) ≈ 340 €/MWh et 420/(0,7 X 0,8) ≈ 750 €/MWh !

Soit au mieux, en retenant les bas des fourchettes ≈ 190 €/MWh pour la filière hydrogène et ≈ 340 €/MWh pour la filière méthane. Pour disposer d’une électricité à coût soutenable, il faudrait donc multiplier par 2 les rendements globaux et diviser par 2 les coûts d’investissement (division par un facteur 4 au total). Il y faudra de sérieux progrès en R&D et réductions des coûts industriels pour disposer d’une solution de stockage ayant un modèle économique viable…

En attendant, on dispose d’un parc nucléaire qui fonctionne de façon très sûre, produit massivement de l’électricité décarbonée à 33 €/MWh, est capable d’alimenter la France et une partie de l’Europe grâce à des exportations très importantes. Et l’on s’obstine à vouloir le réduire sans justification rationnelle crédible !!!!

Quid des informations fournies dans le projet de PPE sur les rejets CO2 de l’éolien et du PV ? encore deux mensonges par omission !

(Jean-François Sornein)

Mensonge par omission n°1 : éviter aussi longtemps que possible de rappeler que l’électricité nucléaire ne rejette pratiquement pas de CO2. Si on ne le sait pas, il ne faut pas compter sur les 44 pages de la synthèse pour nous l’apprendre. Il faut attendre la page 137 du projet lui-même…

Mensonge par omission n°2 : Comme on ne peut pas reprocher de rejets GES au nucléaire, il faut trouver un autre argument pour expliquer l’objectif « 50 % » ; ce sera « DIVERSIFIER ». Le vieux dicton « ne pas mettre ses œufs dans le même panier » est ainsi élevé au rang d’orientation stratégique sans qu’aucune étude technico économique n’ait conclu à la pertinence de ce ratio. C’est un peu maigre… Comment le projet de PPE tente-t-il donc de « vendre » cette diversification ? Mensonge par omission n°2 : éviter soigneusement de signaler que cette diversification arbitraire ne contribuera en rien à la baisse des émissions de GES. Cette désinformation est coupable. Le texte indique prudemment qu’on va se préoccuper qu’elle soit neutre sur ce plan (et ce n’est pas gagné)…

Mensonge n°3 : Pour l’éolien, la page 114 donne le chiffre de 12,7 g/kWh avec une référence ADEME. En réalité, la Base Carbone de l’ADEME indique actuellement 14,1 g pour le terrestre et 15,6 g pour l’éolien en mer, mais en précisant bien que ces valeurs ne comprennent pas les phases de démantèlement et de fin de vie des installations, ce que le texte de la PPE se garde bien de préciser.

Mensonge n°4 : Pour le solaire PV, aucun bilan CO2 n’est fourni. On le cherche vainement en bas de la page 119. Il est vrai qu’il ne serait pas très convaincant, avec des panneaux fabriqués au charbon chinois (la Base Carbone ADEME donne une fourchette de 35 à 85 g « du sud au nord et suivant la technologie », toujours sans compter la fin de vie).

Pour mémoire, on a vu plus haut le chiffre de 12 g pour le nucléaire sur l’ensemble du cycle de vie. Dans la Base Carbone ADEME, le nucléaire est à 6 g sans compter la fin de vie….

Que va coûter la PPE : nul ne le sait et la présentation qui en est faite est illisible et trompeuse ?

(Jean-Pierre Pervès)

Il est intéressant d’examiner en premier lieu le programme le plus emblématique de la transition énergétique, celui du développement des nouvelles énergies renouvelables électriques, le solaire photovoltaïque et l’éolien. La PPE (pages 273 à 275) donne les chiffres pour l’ensemble du programme jusqu’à 2028. Leur soutien, par des taxes, représentait déjà 30 milliards en 2018 et les engagements supplémentaires, déjà pris et à venir jusqu’en 2028 selon la PPE, devraient représenter en 2035 environ 90 milliards de plus, soit un total de 120 milliards €. Et on continuera à les payer jusqu’en 2048.

Un bon investissement pour le climat/ bien sûr que non !  Pour quelle quantité de CO2 évitée ?...Nous allons payer sous forme de taxes entre 2019 et 2035 environ 90 milliards pour les seuls éolien et solaire opérationnels en 2028, pour un gain CO2 qui sera très ;probablement sensiblement inférieur à 10 millions de tonnes par an, soit moins de 170 millions de tonnes sur 17 ans. Le coût de la tonne de CO2 sur cette période sera donc supérieur, voire nettement supérieur à 530 € par tonne de CO2 évitée, chiffre à comparer à la valeur de la taxe actuelle de 44.6 € par tonne, soit près de 12 fois inférieure. Il est temps d’arrêter cette gabegie !

Qu’aurait-on pu faire avec cet argent qui sera gaspillé ? Avec les 120 milliards attribués au solaire et à l’éolien depuis 2006, et en accordant une subvention représentant la moitié des 25.000 € de travaux nécessaires pour décarboner une maison chauffée au fioul ou au gaz et en améliorer significativement les performances énergétiques, ce sont près de 10 millions de logements émetteurs de CO2 qui auraient pu être radicalement transformés du point de vue climatique d’ici 2035 (en 2017 il y avait 3,5 millions de logements chauffés au fioul et 11,7 au gaz). Le gain CO2 aurait été environ 4 à 5 fois plus élevé pour le pays par € de subvention.

Ceci montre clairement, ce qu’a bien confirmé la Commission d’enquête parlementaire sur le financement des énergies renouvelables (juin 2019), que le déploiement de ces deux électricités intermittentes n’avait pas pour objet la lutte contre le changement climatique.

Une présentation dans la PPE qui ressemble à un enfumage :  L’analyse de l’impact économique global de la transition énergétique présentée dans la PPE est encore plus troublante, voire impossible pour le citoyen auquel on demande un avis. Le rapport s’appuie sur une « approche macroéconomique hybride », multi-sectorielle, qui mélange tous les facteurs pour qu’on ne puisse pas avoir une idée claire de l’impact économique de la transition. Elle intègre des « signaux prix fictifs », qui représentent des mesures réglementaires et budgétaires. Les rédacteurs ajoutent que les résultats peuvent être optimistes et que cet artéfact de modélisation comporte d’importantes limites quand on ne sait pas ce qu’on pourra faire politiquement ! Comprenne qui pourra.

Formidable bien sûr car ils concluent bravement : on créera 440.000 emplois (où ? on importe l’essentiel du matériel), et le pouvoir d’achat des ménages augmentera de 2,2 % (grâce aux taxes bien sûr). !!! « 

Commentaire : Ce chiffre de créations d’emplois ne repose sur aucune réalité, et ignore au contraire les leçons de l’échec sanglant (climatique et économique de l’energiewende allemande) et de l’effondrement après un envol initial de l’emploi dans le solaire ( les subventions allemandes ont créé de nombreux emplois dans le solaire…en Chine) et dans l'éolien ( avec la fin des subventions et les faillites retentissantes). Il ne tient pas compte non plus des emplois supprimés, dans le nucléaire par exemple).

« Dans la réalité quotidienne, quoi qu’en disent les modèles, il a fallu fort logiquement attribuer en 2019 un chèque énergie à 2,2 millions de ménages supplémentaires, en situation de précarité énergétique, (coût total du programme 850 millions) ! Et depuis 2006 le prix de l’électricité pour les ménages a augmenté d’environ 30 % en euros constants (50 % en € courants)  ; Mais bien sûr tout va changer nous promet-on car, dès 2023, les prix de vente de l’éolien onshore, offshore et du photovoltaïque vont s’établir à environ 40 €/MWh (p 269) alors qu’en 2020, d’après la CRE, l’éolien à terre sera payé par EDF 91 €/MWh et le solaire 288 €/MWh (et le futur offshore environ 200). Miracle ou foi du charbonnier.

Conclusion : Ce que ne fait pas le projet de PPE : dire aux français ce que cela va leur coûter en 2023 ou 2028. La Commission d’enquête parlementaire, en juin dernier, a échoué dans sa recherche du coût de la transition énergétique, malgré son pouvoir régalien.

Pour l’ensemble des contributions, dont certains très techniques, précises et érudites, donc indispensables de Sauvons le Climat, cf. https://ideesrecuessurlenergie.wordpress.com/2020/02/13/loi-ppe-commentaires-utiles-publies/