Un scénario totalitaire, Alain Tournebise*

L’ADEME se livre régulièrement à des exercices prospectifs sur l’avenir du mix électrique français.  Mais elle ne fait pas de la réduction des émissions de CO2 un critère central de décision. En réalité, son objectif principal est de démontrer l’inutilité de développer la filière nucléaire EPR.
*Alain TOURNEBISE est ingénieur Supélec et directeur de la diffusion de Progressistes.

En octobre 2015, l’ADEME a  publié une étude visant à  démontrer la faisabilité d’un   mix électrique 100 % renouvelable.  Cette étude avait soulevé interrogations  et protestations de la part de la communauté   énergétique. L’ADEME a  donc revu sa copie et a récidivé en   laissant un peu plus de place au   nucléaire historique, avec, cette fois,   un mix renouvelable à 95 %!
Évidemment, la méthodologie n’ayant  pas changé, les mêmes interrogations  sont soulevées aujourd’hui. Cette   nouvelle étude prétend mettre en   évidence sept « résultats » principaux.
Le premier vise à légitimer un mix  électrique quasi exclusivement renouvelable en 2060. Malgré le tollé qu’avait   déclenché son étude de 2015, l’ADEME persiste et signe : « Pour des niveaux de demande compris entre 430 TWh et 600 TWh, l’optimisation économique de l’évolution du système électrique   français conduit à une part d’EnR de 85 % en moyenne en 2050, et de plus de 95 % en 2060, dans l’ensemble des cas, hormis ceux avec déploiement volontariste d’EPR. »
Commençons par une remarque d’ordre sémantique. Dans le vocabulaire de l’ADEME, le développement de l’EPR ne peut être que volontariste, pour ne pas dire activiste. L’ADEME considère sans doute que développer 80 GW d’éolien et 80 GW de photovoltaïque, comme elle le propose, n’est pas du volontarisme mais relève  d’un développement naturel et harmonieux, même si cela mobilise près de 20 000 km2 de surface au sol, soit 200 fois la surface de Paris, et plusieurs dizaines de millions de tonnes de béton.
BIG BROTHER IS WATCHING YOU
Mais passons sur cette petite supercherie sémantique pour en arriver à la conclusion principale : le système électrique français pourrait être composé d’EnR à plus de 95 % en 2060.   Comment ? Comme dans tous les mauvais contrats, il faut lire attentivement ce qui est écrit en petit et dans les annexes. L’ADEME envisage soit une baisse drastique de la consommation jusqu’à 2030 (demande   « basse »), soit au mieux une quasi-stagnation de la demande d’électricité jusqu’en 2060 (demande « haute »),   et ce malgré de nouveaux usages.   Comme le souligne l’Académie des Technologies, « cette hypothèse est  plus basse que celle retenue par la  Stratégie nationale bas carbone (SNBC)  du ministère de l’Environnement. Sur une aussi longue période, la prise en compte d’une croissance, ne serait ce que de 1 % par an, modifierait radicalement  les résultats »1
.
Comment   l’ADEME justifie-elle cette vision malthusienne ? Par une remise en cause radicale des principes mêmes du service public. Ce ne serait plus au système électrique de s’adapter à la demande mais à la demande de s’adapter aux possibilités du système électrique. Cette conception, pudiquement qualifiée de « flexibilité », nécessiterait en fait qu’une fraction considérable de la consommation soit effaçable à la demande de l’opérateur de réseau: effacements industriels (55 %) ; modulation de la charge des véhicules électriques (80 %) ; effacements ou reports de divers usages domestiques : production d’eau chaude sanitaire (100 %), chauffage (75 %), électroménager (56 %), etc.   Comme le note Georges Sapy2, « Cette   flexibilité est effectivement une solution, mais limitée, alors que l’ADEME envisage des amplitudes de flexibilité pouvant atteindre la valeur astronomique de… 60 GW dans la journée!  Davantage que la puissance moyenne  journalière actuellement consommée  par le pays : 54 GW!!! C’est irréaliste, car cela signifierait que l’on effacerait jusqu’à plusieurs fois par jour des consommations industrielles et/ou  ertiaires (avec quels impacts sur la productivité et l’économie? Cela n’est évidemment pas dit), que l’on retarderait   ou arrêterait des TGV en rase campagne,  sans parler des consommateurs domestiques,  qui seraient priés (en fait contraints) de bien vouloir arrêter de consommer au motif qu’il n’y a plus de soleil ou que le vent est tombé…».
(ANTI)NUCLÉAIRE HISTORIQUE
Deuxième résultat avancé par l’ADEME : « D’un point de vue économique, le développement d’une   filière nucléaire de nouvelle génération ne serait pas compétitif pour le système électrique français. La construction d’un EPR en 2030 nécessiterait 4 à 6 Md€ de soutien public. À plus long terme, le surcoût de développement d’une filière industrielle EPR (24 GW en 2060) serait au minimum de 39 Md€ pour la nation. » À l’évidence,   c’était là l’objectif premier de cette étude : torpiller le développement de la filière EPR. Il est vrai que l’opposition au nucléaire fait partie de l’ADN de l’ADEME, ses premiers dirigeants – à l’époque où l’établissement s’appelait encore Agence française pour la maîtrise de l’énergie (AFME)   –, Michel Rolant et Bernard Laponche,  s’étant illustrés dans une attitude antinucléaire systématique.
Donc, même si elle était vraie, cette  conclusion pourrait faire sourire quand on sait que le soutien aux EnR coûtera, au dire même de la Cour des comptes3, 121 Md€ d’ici à 2045.
C’est le montant du soutien public auquel s’est engagé l’État par les contrats signés avant 2017 au bénéfice des producteurs d’EnR. Mais, en plus, cette conclusion est erronée, car elle repose sur un choix parfaitement arbitraire, pour ne pas dire une manipulation  dans le calcul prévisionnel des coûts de l’EPR : le taux de financement   – ou plus précisément le taux d’actualisation – retenu est beaucoup plus élevé (7,5 %) pour le nucléaire et les STEP que pour les EnR (5,25 %).
Le prétexte avancé serait la prise en compte des risques et de leur impact sur les conditions de financement des investissements. Choix tout à fait contestable quand on sait « que, par   exemple, l’éolien en mer présente des   risques industriels bien supérieurs à   ceux de l’hydraulique ou du nucléaire,   les travaux en pleine mer de construction   et de maintenance étant difficiles   et incertains, face à l’agressivité des   tempêtes et du milieu marin, etc. »2
En fait, l’objectif de cette petite perfidie est tout autre: pour les investissements de très longue durée, le coût du kilowattheure est très sensible au taux d’actualisation : l’augmenter de 5,25 à 7,5 % élève mécaniquement le coût estimé de production d’un EPR de  l’ordre de 25 à 30 %! «La conséquence est donc claire : retenir un taux d’actualisation  de 7,5 %, par ailleurs très  élevé au regard des fondamentaux   économiques et financiers actuels, est la meilleure façon de tuer artificiellement dans l’oeuf tout investissement   massif de très longue durée, ce qui est  le cas des STEP (100 ans ou plus) et du nouveau nucléaire (60 ans minimum)   […]. Autrement dit, ce choix largement arbitraire défavorise a priori toute nouvelle installation hydraulique ou nucléaire et favorise indirectement les investissements EnR à durée de vie limitée à 20 à 25 ans, pourtant largement moins durables au regard de leur consommation de matières premières critiques ou rares.2»
Les énergies renouvelables intermittentes n’intègrent pas les coûts de compensation de l’intermittence : maintien de moyens de réserve, coûts des moyens de stockage et déstockage, introduction d’intelligence artificielle dans les réseaux, coûts des effacements…
COÛTS TORDUS
Le troisième résultat de cette étudede l’ADEME vise à rassurer le consommateur: « L’augmentation progressive de la part de renouvelable permet de faire tendre le coût total de l’électricité facturée au consommateur vers 90 €/MWh hors taxes (à comparer à près de 100 €/MWh de coût actuel),  ceci malgré l’augmentation prévisible  du prix des énergies fossiles et du CO2. » Cette question des coûts est   l’une des plus significatives des méthodes plus qu’approximatives de l’ADEME.
D’un côté, « Concernant le nucléaire historique, le coût moyen actualisé de l’énergie de 42 €/MWh est pris en  compte par l’ADEME. Mais ce coût moyen (qui est un coût théorique moyen sur toute la durée de vie d’une installation) n’a aucun sens pour des installations largement amorties pour lesquelles c’est le coût “cash” (coût réel  complet d’exploitation à décaisser) qui est pertinent. Or, ce coût “cash” se situe entre 32 et 33 €/MWh, très en dessous des 42 €/MWh qui sont en réalité le prix de vente […]. L’estimation de l’ADEME revient donc à surévaluer artificiellement les coûts réels du nucléaire historique de 29 % !2».
D’un autre côté, les coûts des EnR calculés sont réputés intégrer les coûts de raccordement et renforcement  des réseaux, selon l’ADEME.   Or ce n’est pas suffisant pour être pertinent : ils n’intègrent pas, par  nature, les coûts de compensation de l’intermittence : maintien de moyens de réserve, coûts des moyens de stockage/déstockage, introduction d’intelligence artificielle dans les réseaux, coûts des effacements, etc.   Ces coûts ne sont donc pas directement   comparables à ceux des moyens   pilotables, hydrauliques ou nucléaires.
Dans son cinquième résultat, l’ADEME se gargarise des succès à l’export de son mix à base d’EnR : « Dans un contexte d’augmentation de la taxation du carbone, le mix électrique français offre des opportunités économiques   pour décarboner de façon  significative les autres vecteurs énergétiques  et le mix électrique de nos voisins européens. »
Selon l’étude, « dans tous les scénarios, la France reste exportatrice jusqu’en 2050, avec des niveaux d’exports nets supérieurs à aujourd’hui jusqu’en 2030 : le coût de production du  nucléaire historique (Grand Carénage compris) reste en effet bien inférieur au coût de production des autres filières fossiles à l’étranger ». On ne peut s’empêcher de poser une question simple : si le nucléaire est aussi compétitif, pourquoi s’acharner à l’éliminer ? Ni de faire une remarque tout aussi candide : pourquoi nos voisins européens resteraient-ils passifs et conserveraient-ils dans leur mix électrique des filières fossiles ?

Sans doute parce qu’ils n’ont pas la  chance, comme la France, d’avoir à leur disposition un organisme aussi clairvoyant que l’ADEME. Comme l’écrivent Dominique Finon et Sylvestre Huet, « L’ADEME fait l’hypothèse d’un triplement des interconnexions (de 12 à 36 GW) avec des systèmes étrangers, lesquels évoluent  comme par magie pour servir les besoins français tant en exportations qu’en importations. Nos voisins se dotent de capacités de stockage énormes, et leurs productions sont miraculeusement là en cas de besoin et pas là lorsque nous pouvons exporter.4 »

Les quatrième et sixième résultats concernent essentiellement le nucléaire « historique »,dont finalement l’ADEME est bien obligée  d’admettre les vertus, même si, on vient de le voir, elle fait tout pour en surestimer les coûts réels. « Le prolongement d’une partie du parc nucléaire historique, avec l’atteinte   de l’objectif de 50 % de nucléaire entre 2030 et 2035, permet une transition efficiente d’un point de vue économique et climatique. » C’est une des   concessions qu’elle a dû faire après les vives critiques qu’avait soulevé sa première étude sur un mix à 100 % renouvelable.

Oui mais cette concession a des limites : « À l’inverse, une prolongation  trop forte du nucléaire historique maintiendrait les prix de marché bas et déséquilibrerait la rentabilité de  tous les moyens de production… le   seuil de rentabilité des EnR serait décalé en 2045. » En clair, le nucléaire historique est trop compétitif et assure au consommateur des prix bas, insuffisants pour assurer une rentabilité suffisante aux producteurs d’énergie éolienne et photovoltaïque. Si on ne ferme pas le nucléaire historique assez tôt, « le soutien public devrait être augmenté pour compenser la perte de revenus des EnR sous système de soutien (historiques et nouvelles  installations) ». L’ADEME, fidèle à sa culture d’écologie punitive, souhaite des prix élevés pour assurer la rentabilité et les profits des producteurs  d’EnR. Tant pis pour le consommateur qui paiera.

Enfin, l’ADEME s’intéresse aux problèmes de stabilité du réseau que pourrait générer une telle pénétration  d’énergies intermittentes. «Concernant l’inertie du système et sa stabilité, même avec 87 % d’EnR en Europe continentale en 2050, il serait possible, pour moins de 1 €/MWh, de maintenir en fonctionnement une puissance synchrone suffisante pour assurer la stabilité du réseau, selon les exigences   que se fixe le gestionnaire de réseau irlandais EirGrid pour les prochainesannées. Des analyses supplémentaires  seraient nécessaires pour approfondir cet aspect du système électrique. »

Les commentaires de Georges Sapy à cet égard sont sans appel : « Ces affirmations sont des extrapolations qui ne reposent sur aucune base sérieuse […] le taux de pénétration de 65 % d’électricité “non synchrone” pris en compte dans le réseau EirGrid inclut classiquement l’éolien et le  photo voltaïque, mais également l’électricité acheminée par les deux liaisons à courant continu de 500 MW chacune reliant l’île irlandaise à l’Écosse et  au pays de Galles, dont l’une apporte  une puissance qui ne peut varier que   lentement et l’autre une puissance au contraire modulable rapidement.   Par conséquent, bien que n’apportant pas de puissance synchrone, ces liaisons à courant continu contribuent à la stabilisation des fluctuations rapides de l’éolien et du photovoltaïque  (pour la première) et au réglage de puissance du réseau (pour la deuxième) […]. Enfin, extrapoler à la France les caractéristiques du “petit”réseau irlandais (pour l’île entière,  Nord et Sud, une puissance appelée de l’ordre de 4,5 GW en moyenne et 7 GW en pointe, soit respectivement  12 et 14 fois moins qu’en France !) ne peut être fait sans de solides études,   totalement absentes ici.2

APRÈS MOI LE DÉLUGE

Au demeurant, l’ADEME reconnaît elle-même que son scénario de référence ne respecte pas les recommandations de l’ENTSOE (l’association des opérateurs de réseau de transport européens) qui nécessiterait qu’une puissance synchrone d’au moins 150 GW soit constamment disponible sur l’Europe continentale. Mais elle en fait peu de cas : « La trajectoire de référence ne serait donc pas satisfaisante en 2050, mais les retours d’expérience de systèmes électriques avec des taux d’énergie renouvelable élevés montrent que cette exigence est susceptible d’évoluer à la baisse. » Circulez, il n’y a rien à voir. Une désinvolture qui fait dire à Georges Sapy qu’« il est plus que surprenant que les auteurs de la note, qui   n’ont aucune compétence dans ce domaine (ce que l’on ne saurait leur reprocher), se permettent de remettre  en cause les “métriques” (sic) de l’ENTSOE,  dont les ingénieurs sont des spécialistes de la conception et l’exploitation des réseaux. Alors que les retours d’expérience évoqués par l’ADEME ne sont par ailleurs ni conformes à la réalité des faits, ni représentatifs des grands réseaux européens »2.

Bien d’autres hypothèses retenues par l’ADEME sont très critiquables, voire complètement exotiques. Il   serait trop long de les commenter toutes ici. Le lecteur intéressé pourra se reporterutilement aux sites mentionnés en notes. En résumé, cette trajectoire de référence du mix électrique à l’horizon 2060 élaborée par l’ADEME nous donne à voir une France couverte à marche forcée de millions d’hectares de champs éoliens ou photovoltaïques, produisant une électricité chère, beaucoup plus chère que l’électricité nucléaire, et malgré tout incertaine et peu fiable. Les consommateurs y seront instamment invités à renoncer à consommer, à se chauffer, à se déplacer ou à se laver plusieurs fois par jour, voire par mois, à la demande  du Grand Gestionnaire de réseau  qui, grâce aux réseaux et compteurs intelligents, saura à tout instant ce dont nous avons besoin et comment nous en passer. Même Georges Orwell n’avait osé imaginer pareille vision du futur. On pourrait en sourire si tout cela n’était financé sur fonds publics.

2 commentaires

  1. Tout sur le cout !
    On croirait entendre un capitaliste ou un maquignon vantant ses bêtes !

    Je mets dans votre verre d’eau ou dans le blé de vos tartines un microgramme de plutonium et je vous enterre dans 10 ans au mieux
    Combien de tonnes de Pu produit-on ?
    Un simple incendie et hop il se répand dans l’atmosphère comme le plomb de Notre-Dame…

    Merci pour votre sympathique extermination du vivant complexe de la planète sous le vent des réacteurs nucléaires.

    Ah au fait, il reste encore des milliers de km2 de forêts à nettoyer au Japon (et donc encore quelques milliards à dépenser – les terres arables en partie décontaminées) ! Volontaires pour entasser de la bonne terre contaminée qu’il faudra surveiller quelques siècles (Cs137) pour le Pu c’est en millénaires..
    Le nucléaire est un crime contre l’humanité.
    (tout comme le capitalisme)
    et vous en êtes un prophète

    J'aime

  2. Bonjour
    votre article souligne l’intérêt de mettre en avant le coût de non production d’électricité par les EnR.
    Ça semble en effet important. Y-a-t-il des études françaises ou européennes qui permettent de les valoriser avec une méthodologie solide?
    Le MIT et autres études US décrivent le coût de la non production par les EnR,.
    cf l’article MIT (MIT technology review, 27 juillet 2018) « The $2.5 trillion reason we can’t rely on batteries to clean up the grid », et l’extrait suivant sur la Californie: «  Building the level of renewable generation and storage necessary to reach the state’s goals would drive up costs exponentially, from $49 per megawatt-hour of generation at 50 percent to $1,612 at 100 percent. And that’s assuming lithium-ion batteries will cost roughly a third what they do now ».
    L’article pointe sur les références idoines (MIT, Argonne labs etc).
    Comme l’Europe est beaucoup plus au nord que la Californie (San Francisco = Madrid, Los Angeles = Marrakech) il est probable que l’envolée des coûts de stockage serait beaucoup plus rapide ici que là-bas, en raison des besoins de transfert inter-saisons (été -> hiver).
    Cordialement

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