Les leçons de l’ Eolien off shore au Royaume-Uni : Réalités, illusions, mensonges

 https://www.thegwpf.org/content/uploads/2017/09/OffshoreStrikePrice.pdf (2017)

Prix d’exercice de l’éolien offshore : que se cache-t-il derrière les annonces mirobolantes ?

Gordon Hughes est un ancien conseiller de la Banque mondiale et professeur d’économie à l’Université d’Édimbourg

Dans cet article remarquable de 2017 (tout était annoncé) Gordon Hughes ironise sur les titres triomphalistes de la presse et des ONG pro-ENR sur la baisse des prix de l’offre retenue (57,50 £/MWh contre 74,75 £/MWh en  2012) . Les tarifs des contrats for difference (FiTs CfD) sont très nettement inférieurs à ceux attribués en 2015 (114 £ contre  150 £ / MWh aux prix de 2012).

Donc triomphe des pro-ENR et de la presse trop facilement abusée :  “les coûts sous-jacents de l’éolien offshore sont en baisse, et les prix CfD indiquent un changement de paradigme soudain pour la technologie”.

Faux prix et vrais coûts : des CFD planchers et non plafonds,  une spéculation commerciale et pas une nouvelle ère

Eh bien, c’est faux : l’analyse statistique des données disponibles, couvrant 86 parcs éoliens offshore, suggère que le coût en capital de l’éolien l’offshore (£/MW installé) n’est en fait pas en baisse, puisque les coûts supplémentaires de déplacement nécessaires dans des eaux plus profondes compensent un réel mais modeste progrès technologique. 

“En fait, les projets sélectionnés au deuxième tour de l’appel d’offre ne sont presque certainement pas viables avec les faibles CFD offerts. “. Il doit donc y avoir une autre explication “Nous en déduisons que les développeurs considèrent le CfD comme une option peu coûteuse et sans pénalité pour le développement futur, et que, parce que le contrat est facilement rompu une fois le parc éolien construit, ils considèrent le prix comme un minimum et non comme un plafond. Si le prix du marché devait dépasser le prix contractuel, en raison de la hausse des coûts des combustibles fossiles ou d’une taxe sur le carbone, ils annuleraient le contrat CfD et prendre le prix plus élevé qui deviendrait disponible.

D’autre part, s’il n’y a pas de probabilité significative de prix de marché élevé, il est très peu probable que de nouveaux sites soient construits. Contrairement aux exagérations des médias, les prix bas des CfD  sont de la spéculation commerciale, et ne représentent sûrement pas l’aube d’une nouvelle ère pour l’éolien offshore et les énergies renouvelables.

Une presse crédule ou achetée ?

La couverture médiatique naïve des résultats des résultats des offres et des bas CFD pour l’éolien offshore a montré la crédulité étrange des journalistes et des régulateurs dans leurs annonces mirobolantes des nouvelles apparemment bonnes sur les énergies renouvelables.

“Dans la vie réelle – en dehors du secteur des énergies renouvelables – les journalistes financiers nous conseillent généralement de nous méfier de ce qui parait trop beau pour être vrai. Lorsqu’on offre à des investisseurs un rendement annuel garanti de 10%, le nom de Maddoff apparait très vite en subliminal et nous incite à nous tenir à l’écart. Les sacs à main ou les foulards  bon marché qui prétendent être fabriqués par Gucci ou Hermès sont généralement des faux. Mais dans les énergies renouvelable, situation est différente, et on nous encourage à croire que tout ce qui brille est vraiment de l’or “

Pour les esprits prudents ou curieux, il y a quelques problèmes, des faits qu’il convient de garder à l’esprit. Malgré ce que clame la publicité, les soumissionnaires ne s’engagent en fait pas à livrer l’énergie éolienne aux prix promis: il n’y a pas de pénalités dissuasives en cas d’incapacité de construire la capacité de production promise lors de la vente aux enchères.  Par ailleurs, un examen minutieux  de la section pertinentes de ces contrats, enfouies dans 540 pages de jargon juridique, révèlent qu’un  développeur qui a construit la capacité promise peut facilement abroger le contrat si le prix du marché de l’électricité semble susceptible de dépasser systématiquement le prix fixé dans le CfD. En fait, les titulaires de contrat seront fortement motivés à les  annuler et à payer une pénalité relativement modiques. En d’autres termes, du point de vue du développeur, le prix du CfD n’est pas un prix fixe, mais un prix minimum . Si les circonstances du marché changent et si les prix de gros augmentent, par exemple en raison de la hausse des coûts des combustibles fossiles ou de l’imposition d’une taxe carbone élevée, alors ils peuvent casser le CfD et profiter du prix du marché

Les coûts d’investissement éoliens offshore sont-ils vraiment en baisse?

Les média expliquent que les coûts d’investissement ont diminué, mais étonnamment, cette assertion n’est jamais étayée, et aucun détail des technologies qui auraient rendu ces progrès possibles n’est présenté.

Cependant, il y a maintenant assez de données disponibles pour faire une évaluation fiable des facteurs qui déterminent ces coûts au Royaume-Uni, et permettre d’identifier les tendances réelles des coûts en capital. Nous pouvons tirer nos propres conclusions sur ce qui a motivé les entreprises derrière ces parcs éoliens offshore pour faire des offres de prix aussi remarquables avec l’encouragement soigneusement formulé du gouvernement et de l’industrie des énergies renouvelables

De nombreux journalistes ont naïvement supposé qu’un prix d’offre inférieur devait indiquer un coût en capital inférieur pour la construction des parcs éoliens. Mais cela ne doit pas nécessairement être le cas. Là encore, il est frappant de constater qu’on ne trouve dans tous les discours positifs publiés jusqu’à présent, aucune données claires à l’appui de l’affirmation implicite selon laquelle le coût en capital est en train de baisser. C’est en soi tout à fait surprenant. Si cela  était réel , les entreprises  s’en serviraient dans leur communication afin d’en tirer un avantage commercial. Mais en fait la seule preuve fournie de la baisse du coût en capital est le prix du CfD lui-même, qui est, ainsi qu’on l’a vu plus haut, une preuve des plus équivoques.

Malheureusement, il y a une grave pénurie d’informations fiables sur les coûts d’investissement. De nombreuses estimations initiales sont ensuite révisées à la hausse avec nettement moins de fanfare médiatique. Par exemple, une annonce anticipée pour le parc éolien Borkum Riffgrund 2 (Allemagne mer du Nord) d’une capacité prévue de 450 MW, a vu son coût en capital estimé à 1,35 milliard d’euros. Une annonce boursière ultérieure relative à la vente d’une participation de 50% dans le développement impliquait un coût total de développement de près du double…

Conclusion

Les CfD annoncés pour Triton Knoll, Hornsea 2 et Moray East ne nous disent rien sur le coût réel de l’éolien offshore, et la couverture médiatique mettant en avant un « nouveau paradigme dans les énergies renouvelables » fait preuve d’une crédulité confondante. Que tant de journalistes aient  accepté ce récit sans aucun doute suscite de graves inquiétudes sur leur jugement .

Notre analyse des données sur les coûts en capital dans le domaine public montre que les réductions de coûts depuis 2013 ont été largement compensées par les effets de l’exploitation de sites de plus en plus profonds.

La hausse des coûts de l’éolien offshore pose un défi pour les énergies renouvelables  (2022)

https://www.cityam.com/a-green-price-to-pay-why-offshore-winds-rising-costs-pose-a-challenge-for-renewables/

L’inflation galopante, la stagnation de la croissance économique et la pression intense sur les chaînes d’approvisionnement en minéraux entrainent une forte augmentation des coûts de l’énergie éolienne.  La solution de décarbonation  « à long terme » du Royaume-Uni, la production éolienne offshore, est maintenant confrontée à de réels défis de rentabilité pour la construction de nouvelles turbines…

C’est depuis 2015 le cinquième cycle d’allocation selon le principe du CfD : lorsque les prix de gros de l’électricité sont supérieurs au prix convenu dans le système CfD, les producteurs remboursent la différence.

Jusqu’à présent, le gouvernement a attribué 27 GW d’énergie à faible émission de carbone par le biais de CfD, soit assez pour alimenter 12 millions de foyers à travers le pays. Il a également vu le prix d’exercice de la production d’énergie renouvelable passer de 155 £ par mégawatt en 2015 à 37 £ par MWh l’année dernière. Le gouvernement vise à faire passer l’éolien offshore de 14 GW à 50 GW.

Cette baisse des prix en conjonction avec les pressions inflationnistes menace les marges des producteurs et devrait provoquer une augmentation des prix d’exercice pour la première fois

Le lobby ENR plaide pour plus de subventions 

Ana Musat, directrice exécutive de la politique et de l’engagement chez Renewable UK, a critiqué la promesse de financement de 205 millions de livres sterling du gouvernement pour le dernier cycle de CfD, la jugeant trop faible pour alléger la pression sur les entreprises énergétiques. Elle a fait valoir que les objectifs renouvelables du gouvernement risquent d’être compromis.  Les derniers tours d’enchères en Europe ont été décevants–aucune d’allocation en Espagne en novembre dernier.

Le gouvernement a ouvert une consultation sur les enchères d’éoliennes offshore, proposant que les avantages sociétaux des projets éoliens (??)soient pris en compte en même temps que les prix d’exercice pour les offres gagnantes, une idée d’actualité dans le contexte des vastes promesses de subventions dans la loi américaine sur la réduction de l’inflation (IRA). Une proposition largement soutenue par Renewable UK 

Cependant, d’autre préfèrent une concurrence libre permettant de choisir la technologie décarbonée la plus efficace 

Andy Mayer, analyste de l’énergie à l’Institute of Economic Affairs, un groupe de réflexion sur le marché libre, a fait valoir que « la meilleure voie pour une décarbonisation abordable est une concurrence impitoyable sur les prix ». Cela signifierait une augmentation des coûts des énergies renouvelables à court terme, mais permettrait également une concurrence loyale avec d’autres industries telles que le nucléaire, l’hydrogène, les batteries et les technologies d’atténuation des émissions de carbone. 

« Le gouvernement doit maintenir une indifférence inébranlable à l’égard des plaidoyers spéciaux des intérêts particuliers avec des plans de croissance fantasmés. Le climat ne se soucie pas de savoir où ou comment le carbone est économisé, ou à qui appartient l’entreprise, et le gouvernement ne devrait pas le faire non plus. La seule croissance verte durable vient de vraies entreprises qui inventent des choses que d’autres veulent acheter, pas de subventions »,. 

Pertes et licenciements chez les fabricants éoliens. Modifier les CfD ? 

Kathryn Porter, consultante en énergie chez Watt Logic, a noté que les fabricants de turbines subissent des pertes importantes… les directeurs généraux d’Orsted et de Siemens Gamesa ont averti que le statu quo n’était pas viable, reconnaissant qu’ils ne pouvaient pas continuer à soutenir des projets déficitaires. 

Mme Porter a fait valoir que cela « fera inévitablement monter les prix dans le CfD ». Elle a également averti que l’énergie éolienne souffrait d’un défi à long terme avec des besoins en capital élevés avec un risque de ne pas récupérer leurs coûts d’investissement en raison de l’intermittence de leur production. 

Mme Porter a appelé à développer un nouveau type de CfD où le soutien aux parcs éoliens serait basé sur les besoins plutôt que sur le potentiel de production.

« Ce nouveau type de CfD permettrait de récompenser la flexibilité - c’est-à-dire que les aérogénérateurs feraient varier leur production en fonction des besoins (si possible compte tenu des conditions météorologiques) au lieu de recevoir des frais de réduction de production.  Avec les augmentations massives des coûts d’équilibrage résultant de l’augmentation de la production intermittente d’énergie renouvelable, cela pourrait être un moyen de gérer cette variabilité plus efficacement. »

NB : En septembre 20222, Siemens Gamesa a annoncé le licenciement de 11% de ses effectifs.

Les chaines d’approvisionnement, une grande fragilité pour l’éolien off shore (avril 03)

https://www.cityam.com/government-risks-higher-wind-power-as-industry-slams-lack-of-funds-for-auction-round/ 

La dernière fenêtre d’enchères en cours pour les projets éoliens offshore pourrait entraîner une hausse des prix de production et une pénurie de soumissionnaires, a averti le principal organisme de l’industrie éolienne du Royaume-Uni.

Renewable UK a déclaré  que le gouvernement n’avait pas engagé suffisamment de subventions pour tenir compte des pressions de l’inflation sur les minéraux critiques, les chaînes d’approvisionnement et le financement des développements éoliens, Un porte-parole a déclaré: « Comme toutes les parties de l’économie, le secteur de l’énergie est touché par les impacts de l’inflation, le coût des principaux intrants et produits de base, comme l’acier et le cuivre, atteignant des niveaux record au cours des 18 derniers mois. Il est difficile de dire où iront ces prix à l’avenir, mais l’impact à court terme est que les nouveaux parcs éoliens sont confrontés à des coûts plus élevés.”

Le référent de l’éolien offshore Tim Pick,  nommé par le gouvernement pour évaluer le secteur a fait valoir que des prix bas et durables dans le secteur des énergies renouvelables seraient difficiles à maintenir dans l’environnement économique actuel....« Nous devons reconnaître qu’en raison des contraintes de la chaîne d’approvisionnement ainsi que de l’augmentation des coûts du capital, il est peu probable que les prix d’exercice des CFD pour l’éolien offshore à fond fixe poursuivent leur trajectoire descendante ». 

Adam Bell (Stonehaven) a déclaré qu’il s’attendait à ce que les prix de la production augmentent, principalement parce que la demande dépassera durablement et pour longtemps les capacités des chaînes d’approvisionnement britanniques, le gouvernement visant une augmentation de 14 GW à 50 GW d’ici la fin de la décennie. « Je pense que certains des coûts plus élevés induits par l’inflation n’auront un impact qu’à court terme, mais la demande très élevée vers la fin de la décennie continuera d’avoir un impact sur les prix. Ce qui sera intéressant, c’est la mesure dans laquelle la chaîne d’approvisionnement se développera pour répondre à cette demande et, ce qui est important politiquement, où cette mise à l’échelle se produira »

Stuart Dossett, conseiller politique principal au groupe de réflexion Green Alliance, a suggéré une taxation plus favorable pour les énergies renouvelables. “Accorder aux énergies renouvelables une déduction pour investissement dans le prélèvement sur les bénéfices, comme celle accordée aux producteurs de pétrole et de gaz dans leur taxe sur les bénéfices exceptionnels, est une première étape pour minimiser le risque d’échec des enchères.”

Les promesses fallacieuses d’emploi dans l’éolien off shore en Ecosse (Avril 2023) 

https://www.heraldscotland.com/news/homenews/23489568.offshore-wind-delivers-one-tenth-jobs-promised-ministers/ 

Il y a dix ans, le gouvernement écossais proclamait  qu’il visait à devenir” l’Arabie Saoudite des Energies renouvelables” et le leader de l’Europe avec environ 28 000 emplois rien que dans l’éolien offshore. 

En réalité, l’éolien off shore n’a fournit qu’un dixième des emplois alors  promis par le dirigeants et ministres écossais soit selon les dernières estimations officielles (2021),  3100 emplois à temps plein dans l’éolien offshore.

Le syndicat GMB Scotland a écrit au secrétaire à l’énergie, Neil Gray, pour demander un sommet urgent afin de s’assurer que le pays ne continue pas à se tromper dans la révolution des emplois verts. Une lettre qui  a coïncidé avec le voyage de M. Gray au Japon pour une visite commerciale visant à encourager de nouveaux investissements japonais dans les énergies renouvelables écossaises. Le GMB que M. Gray « n’a pas besoin de faire le tour du monde » pour créer des emplois dans les énergies renouvelables en Écosse et a rappelé que le nombre d’emplois créés dans l’éolien offshore n’a pas suivi le montant des revenus générés - pointant un écart de 16 000 emplois entre les prévisions et ce qui a été effectivement réalisé. Le GMB réclame que davantage de turbines et autres infrastructures pour les parcs éoliens au large des côtes écossaises soient effectivement construites en Ecsse pour ycréer plus d’emplois. Le”s éoliennes sont en Ecosse, les profits sont ailleurs (

Selon les dernières estimations de l’Office of National Statistics, en 2014, chaque million de livres sterling de  CA réalisés par les entreprises éoliennes offshore s’est traduit par sept emplois, en 2021, ce chiffre a chuté à un seul emploi pour 1 million de livres sterling de chiffre d’affaires . Alors que le chiffre d’affaires de l’éolien offshore a été multiplié par plus de 27 au cours des sept années précédant 2021 - de 95 millions de livres sterling à 2,594 milliards de livres sterling, le nombre d’emplois n’a augmenté que de près de quatre fois et demie, passant de 700 à 3100.

Lors du sommet de la COP26 en 2021, Scottish Enterprise a signé un accord avec Marubeni Corporation, basée à Tokyo, pour explorer les opportunités de parcs éoliens flottants et d’hydrogène vert. Une autre société japonaise, Mitsubishi, est déjà un investisseur dans le plus grand parc éolien offshore en exploitation d’Écosse, Moray East, qui a été mis en service l’année dernière. La  Chine et des Émirats arabes unis, qui ont présidé aux préoccupations en matière de droits humains, figurent parmi les grands  bénéficiaires de la révolution verte écossaise.  Le Herald a révélé que les gouvernements étrangers, y compris la Chine, bénéficient déjà de plus de 200 millions de livres sterling de bénéfices annuels.  Les éoliennes sont en Ecosse, les profits ailleurs (la liste des bénéficiaires  comprend également la France, la Norvège, la Suède et la République d’Irlande)

Gary Cook, l’organisateur principal du syndicat GMB pour l’ingénierie et la fabrication, a déclaré que l’incapacité à créer et à protéger des emplois d’ingénieurs pendant la transition vers les énergies renouvelables est « abjecte et est devenue un embarras national ».

Les synndicats se sont également battus contre la très controversée concession des travailleurs de l’éolien offshore (OWWC), qui permet l’emploi de ressortissants étrangers à des conditions salariales et sociales minimales  sur des projets éoliens. Celle-ci va être abrogée.

NB :  Voire également https://www.lemonde.fr/planete/article/2021/11/04/les-laisses-pour-compte-de-la-transition-verte-ecossaise_6100878_3244.html

Extraits

“Projet NnG (opéré par EDF), à 15 kilomètres au large de Methil...  “85 % des fondations des éoliennes de NnG sont fabriquées en Indonésie, à l’autre bout de la terre. Elles devront être amenées sur des barges géantes, tournant au diesel, c’est absurde... Seagreen (à une trentaine de miles plus au sud) fait travailler des sociétés chinoises, et Moray Est a passé commande aux Emirats », d

Richard Hardy, secrétaire pour l’Ecosse du syndicat Prospect, cite le cas du projet éolien Beatrice, au nord d’Inverness, piloté par le norvégien SSE, « qui a salarié des Philippins, des Indiens et des travailleurs d’Europe de l’Est en les payant de 2 à 3 livres de l’heure, bien au-dessous du salaire minimum au Royaume-Uni, qui ne s’applique pas au-delà des 3 miles nautiques. Comment lutter contre ces pratiques d’esclavage moderne ? »

Cour des Comptes 2021 : Les choix de production électrique : anticiper et maîtriser les risques technologiques, techniques et financiers

 1) le contexte général : des décisions à présent urgentes

La production électrique française repose aujourd’hui à environ 70 %, sur le parc de réacteurs nucléaires. EDF envisage de porter la durée de vie d’au moins une partie de ses centrales nucléaires à 60 ans. Ce parc aura toutefois en grande partie cessé de produire avant 2050, ce qui nécessitera le renouvellement d’une part importante de la capacité de production d’électricité et représentera un investissement considérable.

Afin de respecter les engagements climatiques de la France, seuls des moyens dit « décarbonés » (nucléaire, hydraulique, nouvelles énergies renouvelables) sont désormais envisagés. La construction de ces nouveaux moyens de production nécessite aujourd’hui un délai important. Elle appelle donc des décisions à présent urgentes pour garantir notre approvisionnement à l’horizon de la décennie 2040… et ce d’autant que le développement des usages de l’électricité (mobilité, industrie chauffage…) pourrait augmenter sensiblement la consommation d’électricité malgré les efforts, nécessaires, d’efficacité énergétique et de sobriété….

Le renouvellement du parc de production électrique français constitue un défi technologique, technique et industriel. Les différentes composantes d’un futur par détermineront également des besoins nouveaux notamment en termes de réseau et de stockage, devant eux aussi être anticipés. Enfin, les répercussions en terme d’emplois et d’aménagement du territoire rejoignent des enjeux de compétitivité pour notre pays. Les choix à venir auront ainsi des conséquences sur plusieurs décennies…

2) Chiffres clés. Falaise du nucléaire et prolongation des réacteurs existants

• La production d’électricité est aujourd’hui assurée à près de 70 % par les réacteurs nucléaires.

• Les deux tiers des réacteurs nucléaires en fonctionnement auront atteint 60 ans dans le courant de la décennie 2040.

• Les durées de construction des nouveaux moyens de production varient entre 8 et 15 ans selon les technologies, éolienne terrestre, éolienne maritime ou nucléaire.

• La consommation d’électricité pourrait passer d’environ 475 TWh à 650 TWh en 2050 du fait de l’électrification des usages.

Le parc nucléaire en fonctionnement dont la durée de vie est actuellement envisagée jusqu’à 60 ans devrait en grande partie être mis à l’arrêt d’ici 2050. Notre outil de production électrique devra donc, de façon substantielle, être renouvelé en une vingtaine d’années et pour plusieurs décennies.

À ce jour, la prolongation des réacteurs à chacun des réacteurs à 50 puis 60 ans ne peut d’ailleurs être tenue pour acquise, comme le souligne régulièrement l’Autorité de sûreté nucléaire. Elle dépend de la validation par cette dernière des visites décennales de chacun des réacteurs au bout de 40 puis50 ans d’exploitation. Aujourd’hui, seule la prolongation à 50 ans des réacteurs de type REP 900 est engagée (cf. décision de l’ASN du 23 février 2021).

Une exploitation au-delà de 60 ans n’est aujourd’hui pas prévue. RTE retient toutefois l’hypothèse, dans l’un des six scénarios de son rapport Futurs énergétiques 2050 publié le 25 octobre 2021, d’une prolongation de certains réacteurs au-delà de 60 ans tant qu’ils respecteront les normes de sûreté, tout en soulignant que cela repose sur un pari technologique lourd. Aux États-Unis, la commission de sûreté nucléaire (NRC) a accepté la prolongation à 80 ans de quatre réacteurs, Turkey Point 3 et 4, et Surry 1 et 2.

3) De longs délais de construction des moyens de production…quel qu’ils soient

Le passé récent montre que la construction de nouveaux moyens de production électrique nécessite dans notre pays un délai important….quelle que soit la technologie utilisée : plus de 15 ans pour l’EPR, entre 7 et 9 ans pour les parcs éoliens terrestres, un minimum de 11 années pour les premiers parcs éoliens en mer. Ces délais, dont on peut espérer la réduction à l’avenir, sont également significatifs pour les infrastructures qui y sont associées : 5 à 10 ans pour les lignes haute tension, 4 à 7 ans pour les postes électriques, etc.

Les modes de production de l’électricité au-delà de 2040 et la trajectoire pour y parvenir constituent donc un enjeu majeur pour les prochaines années. Il s’agit de décisions à présent urgentes pour garantir notre approvisionnement à cette échéance.

4) Un renouvellement du parc dont le dimensionnement est incertain

La stratégie nationale bas-carbone reflète  une anticipation de l’électrification des usages en tablant sur une demande électrique à l’horizon 2050 s’élevant à 650 TWh….Si « une efficacité et une sobriété énergétiques fortement accrues réduiraient sensiblement ce besoin additionnel. Dans tous les cas, une forte augmentation de la part de l’électricité dans le mix énergétique est anticipée.

Ce dimensionnement dépend, par ailleurs, de la volonté et de la possibilité de maintenir ou non un solde exportateur de l’ordre de 50 à 70 TWh par an, comme cela a été le cas tout au long de ces dernières années. Un solde ramené à l’équilibre compenserait une partie d’un éventuel surplus de consommation.

Remarque : bon, ben il vaudrait quand même mieux garder une capacité d’export…D’autant que, comme l’a souligné France Stratégie, comme tous les pays européens diminuent de façon non coordonnées leurs sources pilotables…et comptent chacun sur les exportations de ses voisins pour y parvenir…ça va finir par poser un grave problème au réseau européen…

 Cf. sur ce blog : Note de France Stratégie : Quelle sécurité d’approvisionnement électrique en Europe à horizon 2030 ?

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/02/note-de-france-strategie-quelle.html

 5) Des choix pour un avenir de long terme

En dépit des incertitudes sur nos besoins d’électricité, il conviendra sur la période 2022-27 de faire et d’assumer des choix structurels au moins pour la période 2040-2070, et potentiellement pour 2040-2100. En effet, le parc de production électrique renouvelé engagerait notre pays pour plusieurs dizaines d’années, de l’ordre de 60 ans en cas de nouveaux réacteurs nucléaires, de 25 à 30 ans pour les modes de production à partir d’énergies renouvelables.

Ces choix à brève échéance seront donc structurants à long terme, comme l’ont été ceux des années 1960 et 1970 s’agissant du parc nucléaire actuel…Au regard de la contrainte de délai pour la construction d’un nouveau parc, ces aléas technologiques et de dimensionnement ne permettent toutefois pas de différer les choix.

Remarque : c’est la capacité de notre démocratie et de ces dirigeants à s’engager dans un programme de long terme et à s’ y tenir  qui est ici mise au défi ; ou  ce défi est relevé, ou ce sera l’effondrement, la misère et de toute façon  la dictature …

6) Un challenge pour le nucléaire

Le lancement de six EPR2, nouveau modèle qui n’a pas encore été validé par l’ASN, mais que le Gouvernement a demandé à EDF de préparer, a été soumis à l’entrée en service effective de Flamanville, qui n’interviendra pas avant 2023. Si la décision était prise, ces six EPR2, dont le coût de construction estimé par EDF s’élève à 46 Md€, entreraient en service de façon échelonnée entre 2035 et le début des années 2040…

Or, le maintien d’une part nucléaire de 50 % dans la production d’électricité projetée par la stratégie nationale bas-carbone au-delà de 2050 supposerait de disposer à terme non pas de sept EPR ou EPR2, mais de 25 à 30 dans l’hypothèse où les réacteurs actuellement en fonctionnement seraient presque tous arrêtés à cet horizon. Construire un tel nombre d’EPR2 en une trentaine d’années nécessiterait, au-delà des mesures déjà prises récemment (cf. plan Excell d’EDF présenté en décembre 2019), une mobilisation et un effort de redressement accélérés de notre industrie nucléaire. La question du nombre de sites disponibles pourrait en outre se poser, le changement climatique pouvant rendre plus compliquée l’installation de sites en bord de fleuves.

Dans son rapport Futurs énergétiques 2050, RTE envisage néanmoins, dans l’un de ses six scénarios, l’hypothèse du développement de SMR pour une puissance cumulée de 4 000 MW, à la place de plusieurs EPR2.

Remarque : 25 à 30 EPR2, c’est une projection pessimiste avec aucune ou peu de prolongation du nucléaire existant. Le scenario RTE NO3 (50% de nucléaire en 2050 avec prolongation autant que faire se peut du nucléaire existant suppose 14 EPR2. Pour rester à 70% une vingtaine, ça devrait le faire . Mais le pint intéressant est que la Cour des Comptes considère que 30 EPR2, c’est un défi, mais pas infaisable..

7) Mais un challenge aussi pour les renouvelables !

« Les défis à relever paraissent tout aussi importants pour les nouvelles énergies renouvelables. I l n’existe certes pas d’incertitude technologique pour les outils de production en eux-mêmes, qui au

contraire progressent d’année en année, la puissance moyenne des éoliennes terrestres ou maritimes augmentant par exemple régulièrement, de même que le rendement des panneaux solaires photovoltaïques. Toutefois, un développement de très grande ampleur, dans un scénario 100 % renouvelable, ou ne comportant qu’une faible part de nucléaire ou d’autres moyens pilotables, nécessiterait de surmonter les difficultés découlant de la variabilité de leur production en définissant des modalités de stockage à un coût abordable, comme l’a souligné le rapport d’étape RTE-AIE sur un scénario 100 % renouvelable en 2050.

Ce scénario risquerait également de se heurter à des difficultés d’implantation du fait de contraintes géographiques ou règlementaires, voire de difficultés d’acceptabilité sociale, tant pour l’éolien terrestre que pour les parcs offshore au large des côtes françaises, et, dans une moindre mesure, de conflits d’usage avec le secteur agricole pour de très grandes centrales solaires au sol. »

Et, on le sait, un scenario à fort pourcentage d’ENR, nécessite beaucoup de gaz : là c’est pas gagné non plus !

« Pour ce qui concerne le remplacement du gaz fossile par du gaz vert comme moyen de production d’électricité, la question du coût et des limites des moyens de production de biogaz serait posée, de même que serait interrogée la pertinence de son utilisation pour produire de l’électricité plutôt que l’injection dans le réseau de gaz ou l’approvisionnement des flottes de bus ou de camions assurant des dessertes locales. Enfin, l’utilisation d’hydrogène comme moyen de production et de stockage, qui n’est envisageable que s’il est produit par un processus lui-même décarboné, nécessite quant à elle des moyens accrus de production d’électricité. »

Et il faudra aussi un développement important du réseau, et c’est pas gagné non plus !

« le réseau des lignes très haute tension (THT) devra, le cas échéant, être adapté pour raccorder de nouveaux lieux de production, en particulier les parcs éoliens en mer, voire des réacteurs nucléaires qui seraient construits sur de nouveaux sites, ainsi que pour s’adapter aux arrêts concomitants (un délai d’anticipation supérieur à 10 ans est nécessaire).

L’ampleur des besoins en interconnexions supplémentaires, au-delà de celles déjà programmées (cf. carte suivante) pourrait également varier sensiblement en fonction de la part de mix « pilotable ». Une très grande part d’énergies renouvelables au sein de la faut en premier lieu souligner production d’électricité rendrait nécessaire, en que le réseau des lignes très haute tension complément de modalités de stockage, une (THT) devra, le cas échéant, être adapté pour capacité d’échanges accrue avec nos voisins. »

Remarque :  Et ça non plus, c’est pas du tout gagné, voire les exploits allemands de l’Energiewende

Et on est déjà bien en retard !

« Au regard de l’actuelle PPE, la progression des EnR a déjà pris du retard, et la séquence précise de fermeture de réacteurs pour atteindre 50 % en 2035 n’est pas officiellement arrêtée. Comme RTE l’a récemment souligné dans son dernier bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité, la sécurité d’approvisionnement est actuellement sous vigilance et la simple tenue des objectifs d’EnR nécessiterait une accélération très sensible du rythme annuel de mise en service de ces nouveaux moyens de production. C’est tout particulièrement le cas pour les filières éoliennes en mer ou solaire photovoltaïque, comme l’illustre le graphique suivant pour cette dernière. »

Remarque : voilà ce que donnerait l’évolution pour la filière photovoltaïque : c’est pas gagné non plus ! 

La question des emplois ! : les emplois créés ne seront pas là, ou très partiellement mais les emplois perdus le seront.

« La filière nucléaire représente 200 000 emplois en France , répartis entre plus de 2 000 entreprises, constituant la troisième filière industrielle française derrière l’aéronautique et l’automobile. Par ailleurs, la présence d’une filière nucléaire civile n’est pas sans incidence pour nos moyens militaires.

Les nouvelles énergies renouvelables correspondent à une dizaine de filières industrielles différentes, pour un total d’environ 60 000 emplois hors hydraulique. Toutefois, le développement de l’éolien terrestre et du solaire photovoltaïque dans notre pays ne s’est que très partiellement traduit par une croissance des emplois de fabrication de ces équipements, même si l’évolution des emplois au titre des énergies renouvelables au cours de la dernière décennie a été essentiellement portée par les nouvelles énergies renouvelables électriques. Les parcs éoliens maritimes ont par contre entraîné la création d’usines à Saint-Nazaire, au Havre et à Cherbourg…

Remarque 1) Intrinsèquement, rien, absolument rien ne soutient que les ENR créeront plus d’emplois que le nucléaire !

Remarque 2 ) : ben c’est aussi ce qui a été observé en Allemagne…ou l’industrie photovoltaîque s’est effondrée en quelques années et les subventions ont créé… énormément d’emplois en Chine

( L’ex-Allemagne de l’Est était censée se transformer en  nouveau paradis du photovoltaïque, en « Temple du Soleil », grâce à une multitude d’emplois high-tech. ,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. »)

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/01/petits-problemes-avec-leolien-10-gros.html

Remarque 3) Cette question des emplois mérite un plus grand développement.

En France,  les professionnels de la filière photovoltaïque, par exemple, promettaient 100.000 emplois d’ici 2020. Il y a eu moins de 4.000., les autres sont en Chine.  230.000 jobs promis en 2007 au moment du Grenelle de l’environnement: il y en a eu 10 fois moins »

Dans son rapport sur les ENR de 2018, la Cour des Comptes taclait sévèrement l’Ademe  qui estimait à 79 000 le nombre d’emplois directs liés aux marchés des EnR hors biocarburants sur le territoire national en 2016. le problème : seuls 15 % (12 000) relèvent toutefois de la fabrication d’équipements et de l’assemblage et peuvent ainsi être considérés comme des emplois industriels. Le reste relève essentiellement de la maintenance-exploitation (35 à 45 %) et de l’installation (25 à 30 %)”, précise de son côté la Cour des Comptes. Elle ajoute que “les projections du nombre d’emplois attendus du développement des énergies renouvelables sont très variables”. En fait, une bonne partie des emplois que ventent les margoulins de l’éolien sont aussi intermittents que les éoliennes eux-mêmes, car liés aux phases de construction, d’installation des systèmes, qui par définition, ne vont pas durer.

Et surtout, il faut aussi faire la part des destructions : l’arrêt prématuré de la centrale de Fessenheim da détruit  2 200 emplois locaux, directs, indirects et induits ; supprimer  16 GW de nucléaire, comme le propose l’actuelle PPE, ce sont près de 18 000 emplois locaux pérennes (directs, indirects et induits) qui seraient ainsi supprimées, dont plus des 2/3 à haute qualification et haute contribution économique. Les filières éoliennes et photovoltaïques de remplacement créeraient numériquement moins d’emplois, et surtout moins pérennes et moins qualifiés.

En bref les mirifiques promesses de création d’emplois des ENR ne se sont jamais concrétisées, ni en France, ni ailleurs  (sauf en Chine…) et la leçon est celle-ci : les emplois créés ne seront pas là, ou très partiellement mais les emplois perdus le seront.

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/01/petits-problemes-avec-leolien-10-gros.html

8) Données supplémentaires sur les coûts :

Prolongation du nucléaire existant : Compte-tenu des prévisions actuelles par EDF des coûts d’investissement associés au Grand carénage, le coût de prolongation du parc existant atteindrait ainsi plus de 35 €2015/MWh. pour l’ensemble du parc, au moins 38 €2015/MWh pour le seul palier 900 et 30,5 €2015/MWh pour le palier 1300. Ces niveaux de coûts sont supérieurs à ceux recensés à l’international par l’AIE et l’AEN. Dans leur dernier rapport conjoint, ces agences placent les coûts de prolongation de 10 ans des réacteurs dans différents pays au sein d’une fourchette allant de 31,3 à 36,0 US$/MWh (soit 26,3 à 30,2 €/MWh104) pour un taux d’actualisation réel de 7% et pour un facteur de charge de 85%..

L’écart par rapport à l’estimation faite sur la base des données d’EDF provient, pour l’essentiel, à la fois du facteur de charge plus élevé retenu par l’AIE-AEN et d’une temporalité différente des investissements.

Nouveau nucléaire : Le coût très élevé de la construction de FLA 3 est en partie imputable à un certain nombre de facteurs spécifiques que la Cour a analysé dans son rapport particulier sur La filière EPR. La construction d’un nouveau modèle d’EPR, l’EPR 2, dont le dossier de sûreté est en cours d’instruction par l’ASN, devrait permettre d’abaisser notablement le coût de construction des réacteurs de troisième génération, dans l’hypothèse où le Gouvernement déciderait de lancer un nouveau programme de construction.

Pour l’heure, les éléments de coûts qui ont été transmis par les services de l’Etat à RTE dans le cadre de la préparation du bilan prévisionnel de long terme 2050, et rendus publics par RTE105, se fondent sur un coût moyen de construction, pour 3 paires de réacteurs, compris entre 4 165 et 5 100 €/kW. Sur la base des hypothèses également fournies pour les coûts de développement du programme et pour les charges prévisionnelles d’exploitation, la Cour a calculé le LCOE du programme, pour une durée de vie des réacteurs de 60 ans, un facteur de charge de 85% et à un taux de financement identique à celui utilisé dans les calculs du coût de production du nucléaire existant. Elle aboutit à une fourchette de coût comprise entre 85 et 100 €/MWh. Comme l’indique RTE dans son document soumis à consultation publique, ces éléments de coûts sont des données provisoires. Les travaux se poursuivent pour conforter l’analyse des coûts d’un éventuel programme EPR.

Ceci dit, dans sa recommandation 2, la Cour appelle comme RTE à calculer le coût complet d’un système électrique : « Calculer le coût complet de chaque scénario de mix électrique, en ayant recours à des variantes de coûts et de taux d’actualisation, en fonction des risques associés au développement de chaque filière de production. »

C’est d’ailleurs bien la conclusion finale de la COUR : « Prendre en compte les analyses présentées par RTE dans son rapport « Futurs énergétiques 2050 » dans l’étude d’impact de la loi de programmation sur l’énergie et le climat prévue à l’article L.100-1 A du code de l’énergie. »

Vers la neutralité climatique de l’UE d’ici 2050 /Empreinte spatiale de l’énergie éolienne/solaire et nucléaire et leurs coûts respectifs. Rapport des groupes parlementaires européens ECR et Renew

 Vers la neutralité climatique de l’UE d’ici 2050  Rapport des groupes parlementaires européens ECR et Renew Europe

https://roadtoclimateneutrality.eu/Energy_Study_Full.pdf

Nature  du document : Publication des groupes ECR et Renew du Parlement Européen relue  et évaluée par des experts (liste fournie)

456 pages de réponse à la politique anti-nucléaire de la Commission actuelle et en particulier à Frans Timmermans.  En ce qui concerne l’attitude antinucléaire globale de cette Commission, le rapport indique que cette attitude antinucléaire n’était pas la règle pour les Commissions précédentes :

« Alors que le commissaire Timmermans semble se concentrer beaucoup sur les désavantages perçus de l’énergie nucléaire, un rapport de la Commission de 2016 résume succinctement ses avantages : « L’énergie nucléaire est une source d’électricité à faibles émissions de carbone. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) a estimé par exemple que la limitation de la hausse de la température en dessous de 2 °C nécessiterait une réduction soutenue des émissions mondiales de CO2 énergétique (mesurées en CO2/PIB liés à l’énergie), soit une moyenne de 5,5 % par an entre 2030 et 2050. Une réduction de cette ampleur est ambitieuse, mais elle a déjà été réalisée dans le passé dans des États membres comme la France et la Suède grâce au développement de programmes de construction nucléaire”

1 ) Présentation, Direction, Méthodes

Déclaration d’intention :

 Groupe ECR: « Si l’UE et ses partenaires mondiaux veulent vraiment s’attaquer à des questions telles que le changement climatique, le recyclage, les déchets, les émissions et la pollution, la qualité des aliments et la sécurité alimentaire, alors l’UE doit adopter des mesures sensées et durables qui n’entrainent pas de charges inutiles et coûteuses pour les entreprises et les États membres. Plutôt que des objectifs irréalistes qui ne seront jamais réalisés ou correctement mis en œuvre, le Groupe ECR soutient une approche ambitieuse, progressive et sensée que tous les États membres peuvent adopter.

Renew Europe  : « Nous voulons  investir dans un continent durable. Nous n’avons pas de planète B, nous devons donc nous assurer de préserver celle que nous avons pour les générations futures. L’accord de Paris sur le climat de 2015 a établi la feuille de route, il est maintenant temps de tenir les promesses faites et même d’aller au-delà.

Principe  et examen par les pairs : S’en tenir à l’analyse fondée sur des données probantes : « Do the Numbers » L’UE s’est engagée à mettre en œuvre des politiques fondées sur des données probantes, y aussi dans les domaines des politiques énergétiques et climatiques.

« Ce rapport présente les résultats d’une étude qui examine trois questions essentielles pour  l’ambition de l’UE en matière de neutralité climatique : i. L’effet de la neutralité climatique de l’UE sur la température atmosphérique mondiale moyenne d’ici 2050 et 2100; ii. Les exigences spatiales (terrestres et maritimes) pour l’énergie éolienne et solaire par rapport à l’énergie nucléaire en République tchèque et aux Pays-Bas;  iii. Le coût de l’énergie éolienne/solaire et de l’énergie nucléaire pour ces deux pays.

Chacun des chapitres clés a été examiné par au moins deux pairs évaluateurs ayant des qualifications académiques et des antécédents professionnels pertinents. Une liste de ces pairs évaluateurs y est jointe.

Une approche holistique, constructive et innovante : « Il y a un manque d’analyse intégrée et holistique utile aux décideurs; plus précisément, les résumés pour les décideurs préparés par le GIEC ne le fournissent pas et sont muets sur des questions aussi cruciales que les exigences spatiales et les coûts des technologies de production d’électricité. Les questions abordées dans ce rapport se prêtent très bien à une évaluation intégrée... En outre, l’analyse et les conseils des décideurs politiques sont souvent colorés par une perspective sélective ou subjective sur les questions pertinentes. En outre, de nombreux analyses et outils pour les décideurs intègrent des jugements de valeur ou normatifs qui restent cachés dans les détails techniques... Cela vaut aussi pour les outils, comme le modèle de transition énergétique (ETM). Mais même en générant des variantes nucléaires sur les scénarios pour le gouvernement néerlandais dans l’ETM, cette étude démontre que même dans un modèle qui n’est pas conçu pour traiter le nucléaire sur un pied d’égalité avec les énergies renouvelables, l’énergie nucléaire n’est pas inférieure à l’éolien et au solaire !

Par exemple, le rapport  a identifié les limites de la méthode dite du « coût prpojétde l’électricité » (LCOE) appliquée à l’énergie nucléaire et renouvelable aux fins de l’élaboration des politiques. En outre, il a mis en évidence la complexité et les biais du coût pondéré du capital basé sur le marché ou « WACC »

2) Principaux résultats et conclusion-résumé

Cette étude analyse et compare deux technologies de production d’énergie neutres sur le plan climatique qui peuvent entraîner la décarbonisation du système électrique -- éolien/solaire et nucléaire. Nous évaluons la quantité d’espace nécessaire à chaque technologie pour fournir l’énergie nécessaire, et les coûts de l’énergie ainsi produite. Cette analyse a été effectuée pour deux États membres de l’UE : les Pays-Bas, un pays le long de la mer du Nord avec un vent abondant, et la République tchèque, un pays enclavé sans accès à la mer et moins de vent. Cette étude évalue également l’efficacité de la neutralité climatique de l’UE.

2a) Empreinte territoriale - Pays-Bas : Nous avons constaté que la quantité d’espace nécessaire pour fournir annuellement 3 000 PJ (PetaJoules) d’énergie aux Pays-Bas par l’énergie éolienne et solaire en 2050 varie de 24 538 à 68 482 km2. Pour mettre cela en perspective: 24 538 km2, c’est à peu près la taille des cinq plus grandes provinces des Pays-Bas réunies (Frise, Gelderland, Noord-Brabant, Noord-Holland et Overijssel); et 68 482 km2 correspond à environ 1,8 fois l’ensemble du territoire terrestre des Pays-Bas

Pour produire la même quantité d’énergie, l’énergie nucléaire ne nécessiterait, en moyenne, pas plus de 120 km2, soit moins de la moitié de la superficie de la ville de Rotterdam. Ainsi, en raison de leur faible densité de puissance, l’énergie éolienne nécessite au moins 266 (offshore) à 534 fois (à terre) plus de terres et d’espace que le nucléaire ;  Pour l’énergie solaire sur terre, au moins 148 fois plus de terres sont nécessaires (sans tenir compte, dans tous les cas, des terrains supplémentaires nécessaires à l’expansion nécessaire du réseau et aux solutions nécessaires de stockage ou de conversion de l’énergie)

(NB: 1 Petajoule - 0.28 TW.h 3000 PJ - 840 TW.h . Consommation électrique : 2018: 117 TW.H. Ainsi, la consommation électrique 2018 par l’éolien et l’énergie solaire nécessiterait 25% du territoire des Pays-Bas - plus de détails ci-dessous)

2b) Empreinte territoriale République tchèque : Pour la République tchèque, la quantité d’espace nécessaire pour générer 1 800 PJ par le vent et l’énergie solaire varierait de 14 630 km2 à 43 758 km2. Pour mettre cela en perspective, cela couvre 19 % et 55 % des terres disponibles en République tchèque. Pour atteindre le même niveau de production d’électricité avec l’énergie nucléaire, il ne faudrait pas plus de 269 km2.

( NB République tchèque : 1800 PJ = 504 TW.h Consommation électrique en 2018 : 74 TW.h en 2018 couvriraient 15% du territoire)

Conclusion empreinte territoriale : Tandis que le nucléaire exige un peu d’espace pour fournir beaucoup d’énergie à bas coût, l’énergie éolienne et solaire exigent beaucoup d’espace pour fournir un peu d’énergie à un coût élevé.

2C) Etudes des coûts

 Le coût du nucléaire est généralement inférieur au coût de l’énergie éolienne/solaire, dans la plupart des scénarios par une marge significative. Dans la configuration extrême la plus optimale  pour l’énergie éolienne/solaire, le coût du nucléaire est encore légèrement inférieur. Dans le pire des cas pour l’éolien/solaire, le nucléaire ne coûte qu’un quart d’un système 100% éolien/solaire, c’est-à-dire le coût éolien/solaire est quatre fois plus important...

En réalité, le coût de l’énergie éolienne/solaire est encore plus élevé parce que ces technologies nécessitent d’autres dépenses pour apporter l’énergie là où elle est nécessaire et pour maintenir l’intégrité du réseau électrique (coûts dits d’intégration et de système).

Fait important, à mesure que le taux de pénétration de l’énergie éolienne et solaire augmente, l’intégration et les coûts liés au système augmentent de façon exponentielle, ce qui creuse encore l’écart entre le faible coût de l’énergie nucléaire et le coût élevé de l’énergie renouvelable. Sur la base de la modélisation ETM  (Energy Transition Model) pour les Pays-Bas, nous avons trouvé un coût d’intégration supplémentaire pour l’énergie éolienne / solaire à des niveaux jusqu’à 18 %, ce qui détériore encore le bilan économique pour l’énergie éolienne / solaire.

Sur la méthodologie :

Perte de valeur ENR : «Remarquons que notre modèle ne prend pas en compte la perte de valeur de  l’électricité renouvelable produite lorsqu’il n’y a pas de demande d’électricité. Sur le plan économique, la nature stochastique de la production d’électricité renouvelable signifie que l’électricité peut être produite alors qu’il n’y a pas de demande pour une telle électricité. Bien sûr, cette électricité n’a pas la même valeur que l’électricité produite lorsqu’il y a une demande; au contraire, il peut même avoir une valeur négative. Comme nous l’avons dit, dans notre modèle, la valeur de l’électricité renouvelable n’est pas actualisée pour tenir compte de ce problème.

Commentaire : Il s’agit d’un phénomène bien connu parfois désigné comme « cannibalisation » des énergies renouvelables et qui se manifeste par des prix négatifs du marché lorsque l’énergie est produite lorsqu’elle n’est pas nécessaire. Il existe des façons reconnues d’en tenir compte, par exemple; VALCOE (Valeur ajustée LCOE) .

Cela est bien expliqué par exemple dans le rapport (Rôle possible du nucléaire dans le mix énergétique néerlandais dans le future_see https://www.laka.org/docu/boeken/pdf/1-01-0-20-23.pdf#page=2 and https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/11/role-possible-du-nucleaire-dans-le.html). Le tableau présenté ici indique le coût supplémentaire en tenant compte des adaptations réseau et et de la VALCOE

Autres externalités : De nombreuses installations solaires et éoliennes imposent des externalités négatives sur les terres environnantes. Souvent, d’autres utilisations des terres deviennent impossibles parce qu’elles restreignent les rayons du soleil ou le flux de vent. Parmi les autres externalités négatives des énergies renouvelables qui ne sont pas prises en compte, mentionnons l’impact sur la nature environnante et l’impact sur la valeur des maisons environnantes. Un rapport commandé par le gouvernement néerlandais a révélé que les éoliennes construites dans un rayon de 2 km de zones résidentielles ont entraîné une réduction de 2% à 5% de la valeur des prix des maisons, par exemple.  Bien que cette externalité négative ne soit pas directement supportée par les producteurs d’énergie, les ménages connaissent une baisse de leur valeur d’actifs, ce qui pourrait avoir un impact négatif sur les recettes fiscales (par exemple, la réduction des impôts fonciers, de l’impôt sur la fortune, etc.). Les centrales nucléaires imposent également des externalités négatives sur les terres environnantes, mais étant donné leur empreinte,  beaucoup plus limitée.

Commentaire : Les estimations en France basées sur les données des  notaies et les agences immobilières sont plus en perte de valeur de 20-40% voir eg https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/05/les-margoulins-de-leolien-et-leurs-gros.html

Et le fait que les ENR ne sont certainement pas moins chers que le nucléaire, vous pouvez déjà le voir:

Conclusion : Pour un programme européen de renaissance nucléaire : Un choix sans ambiguïté en faveur de  l’option nucléaire permettrait d’atteindre les objectifs politiques de l’UE en matière de sécurité énergétique, de faisabilité économique et technique  et d’acceptabilité sociale.  Compte tenu des conséquences spatiales et économiques des énergies renouvelables par rapport à l’énergie nucléaire, l’UE serait  bien avisée d’envisager un programme de « renaissance nucléaire ». Dans le cadre de ce programme, l’UE créerait des conditions équitables pour toutes les technologies de production d’électricité... Les auteurs espèrent que cette étude sera largement diffusée et lue. Les peuples d’Europe le méritent et la transition énergétique en a besoin. Bruxelles, décembre 2020.

3) Empreinte spatiale, étude détaillée  :

 Si l’électricité aux Pays-Bas et en République tchèque est uniquement ou principalement fournie par des éoliennes et des panneaux solaires, ces technologies d’énergie renouvelable occuperont des portions très importantes des terres disponibles. Cela est dû à la faible densité de puissance de l’énergie éolienne et solaire, qui est d’environ 150 à 500 fois inférieure à la densité de puissance de l’énergie nucléaire, en moyenne.

En tenant compte de la  demande d’électricité et des facteurs de capacité, dans aucun  scénario réaliste, il y a assez de terres pour répondre à toute la demande d’énergie si la République tchèque et les Pays-Bas devaient compter uniquement ou principalement sur l’énergie éolienne et solaire. Dans le cas tchèque, il est même hors de question que les terres disponibles soient suffisantes pour couvrir toute la demande d’électricité

Aux Pays-Bas, l’éolien offshore peut alléger quelque peu la pression sur la terre ferme, mais crée ses propres problèmes en termes d’impacts et de coûts maritimes.

 Si l’électricité aux Pays-Bas et en République tchèque est uniquement ou principalement fournie par l’énergie nucléaire, les centrales nucléaires ne représenteront qu’une fraction infime de la terre et de l’espace nécessaires à l’énergie éolienne et solaire. Cela est dû à la densité de puissance très élevée du nucléaire, qui est au moins 150 jusqu’à plus de 500 fois plus élevé que la densité de puissance de l’énergie éolienne et solaire.

De plus, les centrales nucléaires peuvent être situées aux mêmes endroits où se trouvent les centrales électriques alimentées aux combustibles fossiles et nécessitent à peu près la même superficie que ces centrales, ce qui implique des économies sur l’infrastructure pour se connecter au réseau. Ces caractéristiques réduisent considérablement les pressions exercées sur la disponibilité des terres, la protection du paysage et la protection de la nature, ce qui est un avantage important, en particulier lorsque la concurrence pour la terre disponible augmente.

Par rapport à l’énergie éolienne et solaire, l’énergie nucléaire produit environ 500 et 150 fois plus d’électricité par kilomètre carré. Ces chiffres ne prennent pas en compte la demande supplémentaire de terres et d’espaces imposée par les énergies renouvelables, qui augmente de façon exponentielle à mesure que les énergies renouvelables se développent et représente une plus grande part du mix énergétique. Ces terrains supplémentaires sont nécessaires pour l’infrastructure supplémentaire nécessaire à l’intégration de l’énergie renouvelable dans le réseau électrique, comme les installations de stockage et de conversion de l’énergie.

3) Empreinte spatiale, étude détaillée  :

 Si l’électricité aux Pays-Bas et en République tchèque est uniquement ou principalement fournie par des éoliennes et des panneaux solaires, ces technologies d’énergie renouvelable occuperont des portions très importantes des terres disponibles. Cela est dû à la faible densité de puissance de l’énergie éolienne et solaire, qui est d’environ 150 à 500 fois inférieure à la densité de puissance de l’énergie nucléaire, en moyenne.

En tenant compte de la  demande d’électricité et des facteurs de capacité, dans aucun  scénario réaliste, il y a assez de terres pour répondre à toute la demande d’énergie si la République tchèque et les Pays-Bas devaient compter uniquement ou principalement sur l’énergie éolienne et solaire. Dans le cas tchèque, il est même hors de question que les terres disponibles soient suffisantes pour couvrir toute la demande d’électricité

Aux Pays-Bas, l’éolien offshore peut alléger quelque peu la pression sur la terre ferme, mais crée ses propres problèmes en termes d’impacts et de coûts maritimes.

 Si l’électricité aux Pays-Bas et en République tchèque est uniquement ou principalement fournie par l’énergie nucléaire, les centrales nucléaires ne représenteront qu’une fraction infime de la terre et de l’espace nécessaires à l’énergie éolienne et solaire. Cela est dû à la densité de puissance très élevée du nucléaire, qui est au moins 150 jusqu’à plus de 500 fois plus élevé que la densité de puissance de l’énergie éolienne et solaire.

De plus, les centrales nucléaires peuvent être situées aux mêmes endroits où se trouvent les centrales électriques alimentées aux combustibles fossiles et nécessitent à peu près la même superficie que ces centrales, ce qui implique des économies sur l’infrastructure pour se connecter au réseau. Ces caractéristiques réduisent considérablement les pressions exercées sur la disponibilité des terres, la protection du paysage et la protection de la nature, ce qui est un avantage important, en particulier lorsque la concurrence pour la terre disponible augmente.

Par rapport à l’énergie éolienne et solaire, l’énergie nucléaire produit environ 500 et 150 fois plus d’électricité par kilomètre carré. Ces chiffres ne prennent pas en compte la demande supplémentaire de terres et d’espaces imposée par les énergies renouvelables, qui augmente de façon exponentielle à mesure que les énergies renouvelables se développent et représente une plus grande part du mix énergétique. Ces terrains supplémentaires sont nécessaires pour l’infrastructure supplémentaire nécessaire à l’intégration de l’énergie renouvelable dans le réseau électrique, comme les installations de stockage et de conversion de l’énergie.

3a) Scenario Netherlands

3 scenari ont été étudiés :

2019 Baseline  – Cela ressemble à la composition actuelle (2019) de la demande d’énergie et du mix électrique : 3 000 PJ de demande annuelle d’énergie, dont 15 % sont satisfaits par l’électricité. En d’autres termes, chaque combinaison de nucléaire et d’énergies renouvelables fournit 450 PJ d’énergie par an

« 2050 H/H » – Cela représente un scénario extrême qui prévoit 4.000 PJ par an et un taux d’électrification de 50% (élevé/élevé). Les énergies renouvelables et nucléaires fournissent conjointement 2 000 PJ par an

« 2050 Berenschot » – Cela ressemble au scénario « Regionale sturing » du Berenschot de l’étude CNS, la demande d’énergie tombant à 1 750 PJ par an et 45 % de celle-ci étant satisfaite par l’électricité. En d’autres termes, chaque combinaison de nucléaire et d’énergies renouvelables fournit environ 790 PJ par an

Résultats principaux :

À un faible niveau de demande d’énergie (Berenschot), l’énergie 100% renouvelable impose des exigences sérieuses sur l’espace terrestre et maritime, à 34% et 39%, respectivement; ces ratios dépassent  la quantité de politiques spatiales que les décideurs sont prêts à allouer à la production d’électricité.

Dans le scénario H/H 2050, les limites de l’espace disponible sont atteintes ou dépassées. À 100 % d’énergies renouvelables, 98 % de la mer disponible est utilisée et 86 % des terres disponibles.

Dans le scénario de référence 2019, 368 des quelque 3 000 PJ de la demande totale d’énergie, environ 232 PJ provenaient d’énergies renouvelables, soit un peu moins de 8 %. Cela donne à penser que si les politiques devaient aller vers des énergies renouvelables à 100 %, nous aurions besoin d’augmenter la superficie actuellement couverte par les sources d’énergie renouvelables d’un facteur de 12, tant en mer qu’à terre (aboutissant donc à ~80% des terres et de la surface maritime disponibles)

Un mix parfaitement équilibré (50%ENR/50% nucleaire)  impliquerait  que la demande d’espace de l’eau terrestre et de l’espace sur le toit dépasserait l’espace disponible. Ainsi, un tel mix ne serait pas réalisable.

Remarque supplémentaire : Dans le cas de l’éolien offshore, l’espace de fond marin nécessaire au câblage n’est pas  inclus; dans le cas de l’énergie solaire et éolienne sur terre, la demande d’espace souterrain pour le câblage est généralement ignorée. Au Royaume-Uni, cette demande supplémentaire d’espace s’est montrée importante; pour trois parcs éoliens offshore, jusqu’à 66 % de l’espace supplémentaire des fonds marins est nécessaire pour les corridors de câbles. Il n’y a aucune raison pour que ce soit différent aux Pays-Bas.

3b) Scénario République Tchèque

 La demande d’énergie était d’environ 1 800 PJ en 2018 et devrait diminuer à environ 1 000 PJ en 2050, avec des taux d’électrification de 20 et 27 %, respectivement. Pour notre analyse de sensibilité, nous modélisons la demande d’énergie entre 1 000 et 3 000 PJ et les taux d’électrification de 10 % à 100 %.

3 Scénarios ont été considérés :

« 2019 Baseline » – Cela ressemble à la composition actuelle (2019) de la demande d’énergie et du mix électrique : 1 800 PJ de demande annuelle d’énergie, dont 20 % sont satisfaits par l’électricité. En d’autres termes, chaque combinaison de nucléaire et d’énergies renouvelables fournit 360 PJ d’énergie par an

« Objectif 2030 » - Cela représente l’objectif officiel de la République tchèque pour 2030 qui prévoit 1.600 PJ par an et un taux de 25% d’électrification. Les énergies renouvelables et nucléaires fournissent conjointement 400 PJ par an. 

« Scénario conservateur » – Il s’agit d’un scénario plus conservateur dans lequel la demande d’énergie passe à 2 000 PJ par année, tout comme l’électrification à 30 %. Les énergies renouvelables et nucléaires fournissent conjointement 600 PJ par an.

Aux extrêmes, l’étude montre  que 100% d’énergies  renouvelable nécessite plus que tout  l’espace disponible et, en tant que tel, n’est pas un scénario réaliste pour la République tchèque.

Le scénario de référence 2019 commence à montrer ce que l’augmentation des parts d’énergie renouvelable signifiera pour l’utilisation de l’espace. Même à des niveaux constants de demande, des niveaux relativement modestes d’énergie renouvelable imposent de sérieuses exigences sur l’espace terrestre (un mix 50% occuperait 50 % des terres disponibles)

 Dans le scénario Cible 2030, les limites de l’espace disponible sont atteintes ou dépassées encore plus tôt. À 90 % d’énergies renouvelables, il n’y a pas assez de terres disponibles. 

Dans le scénario conservateur, la pression sur l’utilisation des terres est encore plus évidente. Avec   une croissance modeste de la demande d’énergie et de l’électrification, les énergies renouvelables occuperaient tout l’espace disponible à un peu plus de 50 % du mix énergétique.

La prédiction du modèle confirme que les besoins spatiaux de l’énergie éolienne/solaire sont tels que ces technologies ne peuvent pas être les principales sources d’énergie en République tchèque. Alors que l’énergie éolienne/solaire utiliserait rapidement tout l’espace disponible tout en offrant une production d’énergie qui resterait insuffisante pour répondre à la demande, l’énergie nucléaire aurait des impacts spatiaux beaucoup plus faibles et fournirait beaucoup plus d’énergie.

Les résultats de notre modélisation démontrent également que les plans du gouvernement tchèque pour le secteur de l’électricité, avec un rôle modeste pour l’énergie éolienne/solaire et un rôle important pour l’énergie nucléaire, sont raisonnables d’un point de vue spatial. Même dans ces conditions, le NECP tchèque prévient que l’objectif renouvelable peut sembler irréalisable sans subventions persistantes et qu’une  part relativement élevée des énergies renouvelables envisagée en 2030 pourrait provoquer des pannes d’électricité

Conclusion empreinte territoriale : Tandis que le nucléaire exige un peu d’espace pour fournir beaucoup d’énergie à bas coût, l’énergie éolienne et solaire exigent beaucoup d’espace pour fournir un peu d’énergie à un coût élevé.

4) Études de coûts - Conclusion détaillée

Dans pratiquement tous les scénarios réalistes, l’énergie nucléaire est moins chère que l’énergie éolienne et solaire en termes d'€ par MWh en République tchèque et aux Pays-Bas, tant qu’avec des  taux d’intérêt basés sur le marché qu’à un taux d’intérêt nul

Remarques supplémentaires :

1) Autres coûts : ces chiffres ne considèrent que les coûts de production de l’électricité (LCOE) et non les coûts de transport, de distribution, de stockage et de conversion (intégration et coûts liés au système). Le coût de l’énergie nucléaire lié à l’intégration et au système est beaucoup plus faible que celui des énergies renouvelables intermittentes, qui, de plus, augmentent de façon exponentielle à mesure que le taux de pénétration des énergies renouvelables augmente.

2) Traitement de la demande énergétique : La plupart des scénarios existants traitent à la fois la demande d’énergie et la production d’énergie comme une variable endogène ; chacun a son propre niveau d’énergie spécifique. Comme nous l’avons vu dans la partie 5 du présent rapport, nous avons décidé de ne pas le faire et de traiter la demande d’énergie comme une variable exogène. Cette décision est basée sur le fait que la demande d’énergie de 2050 est très incertaine et dépend de variables inconnues, telles que d’autres gains d’efficacité énergétique qui peuvent être réalisés, le niveau d’utilisation de l’énergie par les citoyens en 2050, le niveau des industries à forte intensité énergétique, les innovations qui peuvent affecter la demande d’énergie (à la hausse ou à la baisse), le niveau général de richesse ....

3) Mise en garde au sujet du WAAC (coût moyen pondéré du capital) :

Les principaux Facteurs de la LCOE pour l’éolien/solaire et le nucléaire sont, par ordre d’importance 1) le WACC),  2) le facteur de capacité,  3) les coûts en capital, 4) le coût fixe de l’O&M.  Le WACC est le facteur le plus influent, mais aussi le plus controversé. Sur la base d’une analyse approfondie de ce débat, notre approche estime le WACC pour les décideurs politiques en séparant le risque gouvernemental (que les décideurs contrôlent) du risque de projet (que les opérateurs contrôlent dans une large mesure). Dans les calculs standard de la LCOE, l’électricité nucléaire non intermittente est plus fortement impactée que les énergies renouvelables.

En partie parce que le WACC est également utilisé comme taux d’actualisation, le WACC à appliquer dans les décisions de planification n’est pas une donnée fixe. Le choix d’un taux WACC/discount est une décision profondément politique, et non une question technique à décider par les experts. Décider du taux d’actualisation approprié relève autant des débats politiques et moraux que des questions économiques et techniques. Étant donné que l’élaboration des politiques peut influencer directement le WACC, les décideurs devraient examiner attentivement les WACC utilisés dans n’importe quelle LCOE.

En utilisant un WACC neutre sur le plan politique de 3 % pour les Pays-Bas et de 4,2 % pour la République tchèque, nous constatons que, dans les scénarios les plus plausibles, l’énergie nucléaire est moins chère que tous les types d’énergie renouvelable (éolien offshore, éolien terrestre, solaire) ou toute combinaison de celles-ci en République tchèque comme  aux Pays-Bas. Ce n’est que si toutes les variables ou la plupart des variables sont choisies de manière systématiquement favorables aux énergies renouvelables et au détriment du nucléaire que certaines énergies renouvelables pourraient avoir une LCOE inférieure, mais pas nécessairement un coût total inférieur.

Il est à noter que cette comparaison des coûts est basée uniquement sur la LCOE et, par conséquent, ne tient pas compte des coûts d’intégration et de système, qui sont beaucoup plus élevés pour l’énergie renouvelable que pour le nucléaire (voir ci-dessous). Dans la plupart des scénarios plausibles, l’énergie nucléaire est moins chère que tous les types d’énergie renouvelable (éolien offshore, éolien terrestre, solaire) en République tchèque et aux Pays-Bas, avant même l’ajout de coûts liés à l’intégration et au système,  qui est beaucoup plus élevé pour les énergies renouvelables.

Sur la base de la modélisation avec l’ETM, pour les Pays-Bas, les coûts totaux du système énergétique pourraient être réduits jusqu’à 18 % en remplaçant la production renouvelable par la production nucléaire, l’économie étant plus substantielle pour les scénarios qui avaient initialement plus d’énergies renouvelables dans le mix énergétique. Fait important, les coûts de raccordement au réseau, qui ne représentent qu’une une partie des coûts d’intégration, sont réduits de plus de 60 % dans  les scenarios nucléaires, ce qui permettrait au gouvernement néerlandais d’économiser près de 10 milliards d’euros par an.

Nous avons également adapté la méthode LCOE en développant une analyse synchronisée de la durée de vie comme point de référence supplémentaire. Une analyse synchronisée de la durée de vie est la méthode préférée pour comparer diverses technologies de production d’énergie, car elle évite les effets de distorsion des projets d’actualisation avec des durées de vie différentes et des calendriers de production différents. Cette méthode confirme que l’énergie nucléaire est une solution plus rentable pour répondre aux niveaux choisis de production d’électricité sur une période donnée, avant même que les coûts liés à l’intégration et au système ne soient ajoutés

5) Recommandations sur le politique énergétique de l’UE

Étant donné que les politiques actuelles de l’UE privilégient les énergies renouvelables par rapport à l’énergie nucléaire, l’évaluation du coût relatif des deux technologies peut facilement être extrêmement faussée et trompeuse. Cela a eu pour effet de réduire le coût apparent  des énergies renouvelables, et de gonfler celui, de l’énergie nucléaire, ainsi que leurs coûts de déploiement  dans l’UE.

Dans le cadre des politiques actuelles de l’UE et des États membres, les avantages suivants sont accordés aux énergies renouvelables,  et ne sont pas (ou seulement dans une mesure beaucoup plus limitée) disponibles pour l’énergie nucléaire :

suit une  liste de plus de 15 dispositifs de financement favorisant les énergies renouvelables, y compris : subventions directes (subventions) pour la recherche et le développement, subventions directes (subventions d’investissement, garanties de prêts, prêts à taux réduit ) pour le financement de  projets réels d’énergie renouvelable, parts de marchés obligatoires et garanties pour les énergies renouvelables, accès prioritaire et privilégié au marché de l’énergie, obligations de quotas avec certificats verts échangeables, incitations fiscales, appels d’offres qui favorisent les générateurs d’énergie renouvelable par rapport aux autres générateurs d’énergie décarbonés, procédures d’autorisation et de réglementation opportunes, absence d’obligation pour les producteurs d’énergie renouvelable d’indemniser les propriétaires qui subissent des dommages, pas d’internalisation des externalités négatives (p. ex., impacts environnementaux négatifs) sur le prix de la production d’énergie renouvelable; Free riding (comportement de  passager clandestin)  sur d’autres technologies qui maintiennent le système d’alimentation stable et flexible, tels que les générateurs de charge de base et les fournisseurs de flexibilité .

Commentaire : n’oubliez pas non plus le très français ARENH, qui oblige EDR à financer ses concurrents en leur donnant accès au powet nucléaire à bas prix et quand ils le souhaitent.

Pour répondre à la demande publique d’énergie, l’UE devrait mettre les énergies renouvelables et nucléaires sur un pied d’égalité et approuver un programme de « renaissance nucléaire ». Ce programme comprendrait douze éléments clés :

Égalité de traitement : Toutes les technologies décarbonées de production d’électricité (éolienne, solaire, nucléaire) bénéficient d’un traitement égal de la part des gouvernements de l’UE et des États membres

Générateur d’externalité payeur  : Sur la base des principes d’internalisation des coûts et de « pollueur-payeur », toutes les politiques de l’UE garantissent que les coûts entièrement chargés, y compris les coûts liés à l’intégration et au système ainsi que les externalités pertinentes, sont pris en compte dans l’élaboration des politiques en matière d’énergie renouvelable et nucléaire.

Pas de subventions discriminatoires : Toutes les subventions ouvertes et cachées, directes et indirectes, en espèces ou en nature, et d’autres avantages pour les énergies renouvelables (p. ex. objectifs, règles prioritaires, tarifs de rachat plus élevés ou garantis, infrastructures subventionnées nécessaires à l’énergie éolienne en mer, prix dégonflés de l’utilisation des terres, etc.) sont éliminées, de sorte que le nucléaire puisse concurrencer sur un terrain de jeu équitable. D’autres politiques de l’UE ne sont pas faussées pour fournir des avantages aux énergies renouvelables.

Règles relatives aux coûts totaux du réseau : Le marché de l’électricité est repensé de façon à ce que les coûts totaux du réseau, plutôt que le coût marginal de la technologie de production d’électricité subventionnée, stimulent les investissements neutres en carbone

Différenciation des énergies pilotables et intermittentes : Fondé sur l’idée que les cas inégaux ne sont pas traités de la même manière, le concept d'«énergie seulement » n’est plus interprété d’une manière qui favorise le coût marginal de la production d’électricité stochastique et insensible à la demande, mais reconnaît la nature fondamentalement différente de l’approvisionnement constant en électricité à la demande et de l’approvisionnement en électricité sans réponse de la demande.

Évaluation holistique : La mesure dans laquelle la technologie de production d’électricité, qu’elle soit éolienne, solaire ou nucléaire, a des effets favorables ou négatifs sur d’autres intérêts et politiques de l’UE (tels que la protection de l’habitat et des espèces, l’environnement sans toxicité, la politique agricole, la politique énergétique, etc.) et provoque d’autres externalités, est identifiée et évaluée objectivement dans le cadre de l’élaboration des politiques aux niveaux de l’UE et des États membres.

Procédures réglementaires simplifiées: À l’exemple des énergies renouvelables, l’énergie nucléaire bénéficie également de procédures de délivrance de permis et de réglementation accélérées et efficaces

Sécurisation juridique et politique : Pour encourager l’investissement dans la meilleure technologie de production d’énergie et maintenir le coût financier bas, la sécurité juridique et politique est garantie à la fois pour l’énergie renouvelable et l’énergie nucléaire.

Indemnisation adéquate des dommages

Accès au financement sur le fond : L’accès aux finances privées et publiques est fonction des mérites des technologies de production d’électricité. Les privilèges et la discrimination dans ce domaine sont éliminés.

Réglementation de l’UE sur l’énergie nucléaire pour un nouveau départ : les réglementations de l’UE en matière d’énergie nucléaire sont revues et mises à jour, au besoin, afin de s’assurer qu’elles sont adaptées à leurs besoins et à la nouvelle ère de la production d’électricité. La réglementation nucléaire est efficace et efficiente.

La stratégie de neutralité climatique de l’UE pour 2050 comporte un risque élevé d’échec des politiques. La transition énergétique attendue peut toutefois se couvrir contre ce risque en déployant des solutions « sans regrets » qui sont de bons investissements, font baisser les émissions et ont peu d’impacts négatifs. L’énergie nucléaire remplit ces critères

6) Autres  données intéressantes :

 EROI (Rendement énergétique sur investmet :  buffered intègre  les coûts de stockage

Power Density

Nous avons un problème que nous devrions prendre au sérieux :

L’extériarisation ne fait pas partie du jeu, ni de la solution !

Nous ne sommes pas vraiment sur la bonne voie :

N’oubliez pas : c’est un problème mondial !

« La neutralité climatique de l’UE, même si elle est atteinte, peut avoir très peu d’effet sur l’augmentation moyenne de la température mondiale. D’autres pays non membres de l’UE n’ont aucune obligation de réduire leurs émissions, et l’UE n’a aucun moyen de les forcer à le faire. Les pays en développement ont le droit de développer leur économie. Ainsi, les efforts de l’UE courent un risque substantiel de ne pas atteindre leur objectif....–

Si l’UE est sérieuse, elle devrait acheter toutes les réserves mondiales de combustibles fossiles et les retirer indéfiniment du marché. Aux niveaux actuels des prix du marché, le coût total sera d’au moins 109 000 000 000 000 d’euros, soit environ 7 fois le PIB annuel de l’UE et équivaut à 560 000 euros par ménage de l’UE.

Commentaire :De manière plus réaliste, cela pourrait être utilisé comme un plaidoyer pour compenser les actions très élevées et techniquement difficiles en Europe en subventionnant des actions beaucoup plus techniques et rentables dans d’autres pays, par exemple en remplaçant l’obligation d’isolement de très haut niveau de l’ancien bâtiment en finançant l’électrification de l’Afrique