Le Monde du 7 janvier 2021 a
publié une tribune libre intitulée de MM. Quentin Perrier, Philippe Quirion et
Behrang Shirizadeh intitulée « La fin de l’électricité nucléaire bon
marché »
(https://www.lemonde.fr/idees/article/2021/01/04/energie-un-mix-electrique-majoritairement-nucleaire-n-est-pas-la-meilleure-option-economique_6065113_3232.html).
Cette publication est critiquable
sur la forme comme sur le fond, et de nature à égarer les lecteurs du Monde.
Elle n’aurait jamais dû être acceptée telle que, du moins en l’absence de tout
point de vue contradictoire.
1) Sur la forme, une absence de transparence dommageable
Les auteurs sont des spécialistes de l’énergie et présentés Philippe Quirion, comme Directeur de recherche
au CNRS, M. Quentin Perrier comme chercheur en économie de la transition bas
carbone et Behrang Shirizadeh comme chercheur en économie de l’énergie au
Cired. A aucun moment n’est mentionné que
l’auteur principal M. Quirion est Président du très antinucléaire Réseau action climat et membre de
NegaWatt ; que Behrang Shirizadeh travaille pour Total.
Du coup, les lecteurs du Monde ne comprendront pas que leur
argumentation et leur conclusion
(« il semble difficile
d’affirmer qu’un mix électrique majoritairement nucléaire est aujourd’hui la
meilleure option du point de vue économique ») sont loin de faire consensus chez les chercheurs et ingénieur en ce domaine. Et
pour tout lecteur un peu habitué du sujet, il est très clair que les choix
idéologiques et les préjugés antinucléaires des auteurs colorent fortement
leurs hypothèses de travail et mènent tout droit à la conclusion qu’ils veulent
imposer
Sur la forme, tout cela est très très limite, et il
serait souhaitable que Le Monde
publie un correctif du type :
« Le journal le Monde regrette profondément que les
auteurs de la tribune Energie : « Un mix électrique majoritairement nucléaire
n’est pas la meilleure option économique » (Le Monde /4 janvier 2021) n’aient
pas mentionné leurs liens avec les associations antinucléaires NegaWatt et
Réseau Action Climat, ainsi qu’avec Total. Ces informations auraient dû être
portées à la connaissance des lecteurs. De fait, ceux-ci ont pu penser que les
résultats présentés sont le résultat du modèle du CNRS ou du modèle du CIRED,
alors qu’ils font l’objet de vives discussions et contradictions au sein de la
communauté scientifique et de ces institutions mêmes, et sont en désaccord complet avec nombre d’autres
études »
D’autres
modèles donnent des résultats radicalement différents
Quatre
modèles développés par différentes équipes de chercheurs (au DIW de Berlin, à
l'OCDE, au MIT et à l'Université Dauphine) arrivent à des conclusions
radicalement différentes : le nouveau nucléaire ( type EPR), même à un
coût de 4 000 €/kW et un prix de revient de 75-80 €/MWh, domine le mix
électrique à l'horizon 2050 : de 70 à 75 % dans le modèle de Dauphine ; 60 à 65
% dans le modèle de l'OCDE et celui du MIT quand la part des ENR est de 10 %.
Quant au modèle du DIW, qui étudie particulièrement les épisodes de prix
négatifs, il montre qu’à partir de 30%
de pénétration, la valeur de l’électricité générée par l‘éolien peut être
divisée par deux.
Un résumé très pédagogique de
ces études, ainsi que les liens vers les études complètes peut être trouvé dans
une tribune libre de Dominique Finon et
François Lévêque (Mines- Paris Tech)
(La Tribune, 09/04/2019)
https://www.latribune.fr/opinions/tribunes/pour-une-juste-estimation-du-cout-du-tout-renouvelable-813679.html
Pourquoi en est-il
ainsi ? C’est que l’électricité est un
bien de flux qui doit en permanence s’ajuster à la demande et qu’il faut
tenir compte de sa valeur au moment où elle délivrée sur le réseau. « Dit
autrement, les ENR que sont le vent et le soleil ne parviennent pas à évincer
le nouveau nucléaire, même cher, car la valeur économique de l'énergie et des
services qu'elles produisent ne supporte pas la compétition avec celle de
centrales pilotables qui peuvent produire à pleine puissance toute l'année… il
ne faut pas confondre prix de revient et prix de marché. Le prix de revient des
ENR peut être bas, et même de plus en plus bas à l'avenir, sans qu'elles soient
pour autant rentables, leur déploiement massif se soldant par des prix de
marché de plus en plus faibles. » expliquent D. Finon et F. Lévêque
Vous pouvez peut-être avec le
soleil ou l‘éolien terrestre avoir un coût de production égal ou même
légèrement inférieur au nucléaire, si l’électricité ne vaut rien, voire a un
prix négatif (vous devez payer pour que vos voisins acceptent de la prendre) parce
qu’elle est générée à un moment où personne n’en a besoin, cela affecte
grandement la rentabilité de vos installations. A l’inverse, le nucléaire qui
produit de manière égale toute l’année, permet de fournir une électricité
abondante, sûre et de haute valeur par anticyclone hivernal ou canicule
estivale…
Compte-tenu du fait de sa
géographie, il n’y a ni foisonnement solaire, ni foisonnement éolien en Europe,
et les productions des ENR dans les différents pays sont fortement corrélées.
Le phénomène de perte de valeur de l’électricité générée existe déjà fortement
(cf. les épisodes de prix négatifs de l‘éolien allemand) et, plus le taux de
pénétration des ENR augmente, plus il est massif et destructeur. Ainsi
s’explique le résultat trouvé par les
quatre modèles mentionnés ci-dessus : sans dispositifs d'appui et d'aide assurés par l'État et garantissant les
revenus des investisseurs, financés par une taxe sur les consommations
d'électricité, les ENR restent confinées
à une part de production modeste, de l'ordre de 10 %. En effet, à partir de ce
niveau, la rémunération des ENR à apports variables retirée des marchés
électriques ne permet plus de couvrir les coûts d'investissement.
Et le
problème s’aggrave fortement avec le taux de pénétration des ENR, comme cela a
été bien établi dans le
rapport 2020 conjoint de l’AIE et de la NEA et le Rapport au Parlement
Néerlandais sur l’avenir du nucléaire (voir ci-après). Donc, à rajouter aux
coûts de production :
La classique LCOE (Levelized
Cost of Energy, coût projeté de l’énergie)
est souvent utilisée à tort et à travers car elle ne tient pas compte de
ces facteurs et favorise indument les ENR. (Elle a été conçue à l‘origine aussi
de comparer la productivité de deux champs de pétrole et l’étendre à la comparaison
de deux énergies pilotables, c’est déjà difficile, alors entre énergies
pilotables et intermittentes, c’est complètement inadapté). Les auteurs en sont
conscients et proposent une approche assez alambiquée. Il existe pourtant une
méthodologie reconnue élaborée par l’AIE
afin de permettre une comparaison des coûts plus spécifique au système
électrique, la LCOE ajustée en valeur (VALCOE).
Le rapport 2020 conjoint de
l’AIE et de la NEA (The 2020 edition of the
Projected Costs of Generating Electricity (https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_51126/low-carbon-generation-is-becoming-cost-competitive-nea-and-iea-say-in-new-report) ainsi que le recent Rapport au Parlement Néerlandais sur l’avenir du
nucléaire (Possible role of nuclear in
the dutch energy mix in the future /1st september 2020) utilisent cette
méthodologie, et leur conclusion est complètement contraire à celle de MM.
Quirion et Perrier :
«la nouvelle énergie nucléaire restera la technologie
pilotable non intermittente à faibles émissions de carbone avec les coûts
prévus les plus bas en 2025… La prolongation de l’exploitation des centrales
nucléaires existantes, connue sous le nom d’exploitation à long terme (LTO),
est la source la plus rentable d’électricité à faible teneur en carbone. »
Et
si on parlait du réseau !
Et nous ne
parlons là que des coûts d’utilisation et des coûts de marché. Il faudrait y
ajouter les coûts des services systèmes que n’assurent pas les ENR, telles la
stabilisation de la fréquence (un effondrement du système européen a été évité
de justesse le 9 janvier 2021).
Et surtout
les coûts d’adaptation du réseau (ce n’est pas la même chose d’avoir une
production d’énergie très concentré et pilotable et une très dispersée et
fatale). Allemagne et France convergent maintenant vers 100
milliards d'euros - il y a encore 2 ans,
les petits génies de l'Energiewende annonçaient 52 milliards …).
Et c’est encore sans compter
l’acceptabilité sociale d'une telle extension du réseau. En Allemagne,
sur 3600 km de réseau supplémentaire prévus pour 2015, seuls 17% étaient
réalisés en 2019 et l’Energiewende
complète exigerait 11.000 km !
En réponse, la loi a été modifiée pour
limiter les recours des riverains, comme on le fait en France pour les
éoliennes.
Ça s’annoncent pas cool du
tout, la société 100% ENR. D’ailleurs, il suffit de lire les scenario de
Negawatt !
Sur
le fond, une modélisation ignorant les réalités physiques
Les
critiques d’Henri Prévot (Sauvons le
Climat) sur le modèle Quirion- Perrier
Henri
Prévot, un des experts de l’association Sauvons
Le Climat a émis les critiques suivantes : Ce scenario ne serait possible que si 6 conditions (au moins) étaient réunies (cf. http://www.hprevot.fr/six-si.html)
1) -
une très faible consommation d'électricité, donc de très grosses dépenses
d'économie d'énergie
La consommation de fioul, de gaz et de carburant fossiles
est aujourd’hui de 1100 TWh. L’objectif est de la ramener presque à zéro pour
atteindre la « neutralité carbone ». Pour pouvoir diminuer aussi la consommation
d’électricité, il faudrait des économies d’énergie qui coûteraient très, très
cher. Il est admirable qu’une étude sur
l’économie de l’électricité ne dise pas un mot des dépenses à faire pour
économiser l’électricité – 20 à 30 milliards d’euros par an sans effet sur le
CO2.
De fait, si l’on veut décarboner efficacement
l’ensemble de la consommation énergétique, la production d’électricité
décarbonée doit augmenter de manière considérable. En France, la stratégie Stratégie
nationale bas-carbone (SNBC) prévoit une
montée de la part de l’électricité dans le total de l’énergie utilisée en
France des 25% actuels à 50% pour 2050. Même avec beaucoup d’efficacité
énergétique, cela implique une augmentation de la production d’électricité
contrairement aux hypothèses posées par Quirion et al. : ainsi RTE prévoit
650TW.h
contre 435 pour Quirion et al (NB consommation
2019 ; 440TW.h
2) la stabilité du réseau sans l'apport d'inertie de masses tournantes de
moyens de production
Qu’on imagine le système électronique de « contrôle et
commande » d’un ensemble de centaines de milliers ou millions de points de
production d’électricité répartis sur tout le territoire pour équilibrer à
chaque instant production et consommation sans l’aide apportée par l’inertie de
la masse des turbines et alternateurs. Les
auteurs de l’étude, pour affirmer qu’il n’y aura pas de problème, se réfèrent à
quelques réalisations qui sont très loin d’avoir l’ampleur de ce qui serait
nécessaire à l’échelle française, balayant ainsi toute objection : une forme de détachement du réel assez
sympathique car elle permet de rêver
3)- des dizaines
de milliers d'éoliennes et des milliers de kilomètres carré de photovoltaïque
Sont acceptés 30 000 éoliennes (Il y en a 8000
actuellement) et 3000 kilomètres carré de photovoltaïque. Mentionnons qu’en
plus les hypothèses sur de coût et de productivité de l'éolien et du photovoltaïque sont -
comment dire ? - héroïques.
4)- être
indifférent à notre autonomie sur les matériaux (cuivre, acier, terres rares)
et sur la technique
Pour une même
production utile, l’éolien consomme dix fois plus de fer et de cuivre que le
nucléaire et aussi d’autres matières critiques importées obtenues par des
procédés très polluants. Dans le dernier
rapport de l’Ademe : Les réseaux électriques
choix technologiques, enjeux matières et opportunités industrielles, Ademe 2020, pointe des
vulnérabilités très fortes sur le cuivre et l’aluminium :
« Le
cuivre et l ‘aluminium sont fortement mobilisés par la transition bas carbone
dans son ensemble… le risque existe
que l’offre correspondant à des standards environnementaux et sociaux élevés ne
soit pas suffisantes. Pour l’aluminium, le
rapport constate que les
vulnérabilités en terme d’approvisionnement sont très fortes.
Voici l’évolution de la demande
de cuivre ; ça ne parait pas effectivement pas très durable !
5)- ne pas se préoccuper d'une
faiblesse du vent et du soleil plusieurs jours durant
Le scenario suppose que pour le vent et le soleil, il n’y aura jamais de situations pires
qu’entre 2010 et 2017. Là encore, c’est un peu héroïque ! En hiver, la production journalière par le
soleil peut être vingt fois moindre qu’en été (comme en janvier 2013). Et le
vent peut ne produire que quelques pourcents de sa capacité nominale plusieurs
jours de suite. Si la consommation
d’électricité est très basse (voir le premier « si »), les capacités de stockage de l’étude du CIRED sont suffisantes à
condition qu’il n’existe pas de situations plus défavorables que sur la période
de 2000 à 2017. Sinon les besoins de stockage seront tels que les batteries
de véhicules électriques ne suffiraient pas. Il faudra produire de
l’électricité avec un gaz de synthèse….Vive le CO2
6)- ne pas s'inquiéter de
l'insécurité d'une gestion tributaire du numérique.
Tout système de communication
numérique, électronique ou informatique est vulnérable à des agressions y
compris venant de pouvoirs étatiques, voire de phénomènes naturels (éruptions
solaires)
Et septième si, du point de vue économique : coûts éoliens et
photovoltaïques
L’éolien flottant, aujourd’hui
350 €/MWh, sera à 40 €/MWh, le solaire à 27 €/MWh Il faudra d’énormes capacités
de production (en gigawatts) et il faudra aussi dépenser davantage pour
transporter et distribuer cette électricité produite un peu partout et
fluctuante. Qu’à cela ne tienne ! Il suffit de faire des hypothèses de coût de
production éolien et photovoltaïque assez basses pour que « sans nucléaire »
coûte moins qu’avec du nucléaire…
En reprenant des hypothèses de
consommation à la hausse pour l'électrification d'une partie des usages (celles
de RTE, 650TWh contre 435 pour Quirion et al, pour 440 TWH en 2019) le calcul donne un système 70%Nuc/30%ENR 21milliards d'€ par an moins cher que le 100%ENR.(à
supposer que celui-ci soit techniquement possible)
