La France peut-elle sortir du nucléaire ? Vidéo du débat avec B. Dessus

1 décembre 2011

Suite à nos débats ici même, Benjamin Dessus et moi-même revenons en vidéo sur la question de la sortie du nucléaire.

Depuis la catastrophe de Fukushima, la question de la sortie du nucléaire est revenue sur le devant de la scène. Comment, à quelles conditions et à quel rythme la France peut-elle effectuer cette transition énergétique ? Débat d’Alternatives Economiques entre Alain Grandjean, économiste et co-fondateur de la société Carbone 4, et Benjamin Dessus, ingénieur et économiste, président de l’association Global Chance.

Partie 1 :

La France peut-elle sortir du nucléaire ? (1/3) par alternativeseconomiques

Partie 2 :

La france peut elle sortir du nucleaire ? (2/3) par alternativeseconomiques

Partie 3 :

La France peut-elle sortir du nucléaire ? (3/3) par alternativeseconomiques

Quand la Chine stockera … (Billet invité de Michel Lepetit)

7 juillet 2011

En mars 2011, Wang Quigyun, directeur du State Bureau of Material Reserves , annonçait que la Chine allait hisser ses réserves stratégiques d’un niveau de 30 jours d’importations actuellement, à 90 jours, selon le standard de l’Agence Internationale de l’Energie.

Dans son plan d’action pour 2011, le Ministère de l’énergie nationale chinois a ainsi indiqué que les efforts s’accélèreraient pour mettre en œuvre cette seconde phase du projet de stocks stratégiques pétroliers, même si les sites n’avaient pas encore été choisis par le régulateur.

(voir http://www.chinadaily.com.cn/bizchina/2011-03/09/content_12145205.htm)

Crédits image : 2000watts

Au rythme actuel des importations chinoises (source JODI http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx), en ne prenant en compte que le pétrole brut, on parle donc d’un niveau de 4,8 millions de barils (MB) par jour en moyenne pour 2010. Ce rythme d’importations devrait croître rapidement si l’on extrapole la tendance des dernières années : 4,06 MB/j en 2009, 3,57 MB/j en 2008 et 3,27 MB/j en 2007 !… On simplifiera ici à 5MB/j pour le futur proche.

Pour une augmentation de 30 jours à 90 jours des stocks à ce niveau d’importation, la ponction sur le marché pétrolier sera donc, au terme du projet stratégique chinois, de l’ordre de 60 jours x 5 MB/j = 300 millions de barils.

Or l’Agence internationale de l’Energie a pu annoncer le 28 juin 2011 une intervention concertée de ses pays membres pour déstocker 60 MB pour faire face aux troubles en Lybie, sur des stocks stratégiques d’urgence s’élevant globalement à 1600 MB (voir http://www.iea.org/index_info.asp?id=2034).

Elle appelle au même moment  au renforcement de la coopération entre la Chine et l’Agence, émanation de l’OCDE (http://www.iea.org/index_info.asp?id=2036).

Il est connu que la Chine met effectivement en œuvre ses projets, et notamment ceux ayant un caractère stratégique. De la même manière que le douzième plan quinquennal verra la mise en œuvre de la politique de sécurité alimentaire, l’objectif de 90 Jours de stocks en matière de sécurité énergétiques sera lui aussi atteint.

Dans un élan exemplaire de coopération internationale, il ne reste donc plus aux pays de l’OCDE :

-          Qu’à s’informer auprès de leur nouveau partenaire chinois de la date de réalisation des sites de stockage

-          Et à déstocker alors 5 fois ce qu’ils viennent de décider pour permettre en toute quiétude à la Chine de se doter dans les mois qui viennent d’un stock stratégique pétrolier à la hauteur de ses ambitions légitimes, sans impacter ainsi la volatilité des cours du pétrole ni nourrir la spéculation …

Michel Lepetit

Président de Global Warning

Sortir du nucléaire, à quel rythme en France ?

30 mai 2011

La France est dans une situation particulière : le programme nucléaire des années 70-80 a été mené tambour battant ce qui a des conséquences déterminantes aujourd’hui sur toute sortie du nucléaire. Tant sur le calendrier que sur les décisions à prendre en matière de prolongement des centrales existantes que de construction de nouvelles centrales. Quel pourrait être le rythme de sortie, indépendamment de considérations sur la facture finale au consommateur ou au citoyen ? Ce petit tour d’horizon est nécessaire pour envisager un scénario et surtout une méthode qui intègre les diverses composantes du problème posé.

Les centrales nucléaires sont conçues pour durer 30 ans minimum  mais elles subissent tous les dix ans des visites décennales de l’autorité de sûreté nucléaire (l’ASN) pour un prolongement de 10 ans. Dans la pratique les investissements à réaliser pour permettre le prolongement au-delà de 30 ans seront de l’ordre de 500 à 1000 millions d’euros par centrale. Ils seront conçus techniquement pour permettre une durée de vie de 60 ans (étant entendu que l’ASN aura tous les 10 ans le pouvoir de décider du prolongement effectif).

Rappelons que le parc nucléaire a aujourd’hui (hors EPR) une durée moyenne de 27 ans1 et que la production électrique française est de 510 TWh dont 80 % (410 TWh) d’origine nucléaire.2
La part thermique à flammes de 60 TWH aujourd’hui est amenée à baisser par fermeture prévue et hautement souhaitable de centrales à charbon, pour passer en gros à 40 TWh en 2030. L’hydroélectrique (70 TWh) sera au mieux stable (car il pourrait être perturbé par le changement climatique).
Supposons, pour comprendre la situation, que nous décidions en 2012 d’arrêter toutes les centrales dès qu’elles sont trentenaires 3.
Le graphique joint montre la vitesse d’effondrement de la production d’électricité d’origine nucléaire4. En 2020 cette  production serait ramenée à 100 TWh. Faisons le même raisonnement avec une décision d’arrêt à 40 ans, à 50 puis à 60 ans. L’effet « falaise » se décale par translations de 10 ans.

Production nucléaire en fonction de l’âge d’arrêt des centrales_Taux disponibilité de 78,5%

On voit tout de suite qu’il est exclu de fermer toutes les centrales trentenaires; il est impossible de créer en 10 ans un parc de production électrique suffisant, même avec un programme de réduction de la consommation électrique intensif qui mettra évidemment plus de 10 ans pour matérialiser des effets aussi importants.

La durée de 40 ans (fermer toutes les centrales dès qu’elles ont 40 ans) est-elle réalisable ? En 2030 il resterait, dans cette hypothèse, une production électronucléaire de 100 TWh. Supposons qu’alors nous n’exportions plus. Peut-on combler  l’écart de 300 TWh (perte de 310 de nucléaire et de 20 de thermique à flammes, gain de 30 TWh d’export), sans recourir aux énergies fossiles, donc par un mix ENR/MDE (énergie renouvelable/maîtrise de la demande) ?

Une politique très volontariste en matière d’ENR pourrait conduire  à une production supplémentaire à cette date de l’ordre de 170 TWh en 2030 (par exemple 100 d’éolien, 40 de solaire PV, 30 de biomasse)5

Il nous faudrait alors trouver 130 TWh en réduction de la demande d’électricité. Soit une baisse de la consommation par rapport à aujourd’hui (476 TWh)  de l’ordre de 25 %.6.

C’est l’ordre de grandeur de l’objectif proposé dans mon dernier post pour 20507. Il s’agirait d’aller encore plus vite dans la maîtrise de l’énergie.  Cela me semble hors de portée, sauf à adopter un vrai plan de guerre, pour le moins difficile à faire accepter dans nos démocraties. Considérons d’abord le logement. Nous rénovons le bâti existant à raison de moins de 100 000 logements par an aujourd’hui8 pour un objectif Grenelle de 400 000 à partir de 2013, qui ne sera manifestement pas atteint alors . Si on passait dans les 5 ans qui viennent à cette vitesse de 400 000 logements par an, on en aurait rénovés moins de 8 millions d’ici 2030. Il faudrait qu’on passe à la vitesse supérieure (absolument impossible aujourd’hui au vu des incitations économiques bien trop faibles, et de l’appareil de production de rénovation) de 1 million par an à la fin de la décennie 2020 et viser une rénovation de 15 millions de logements d’ici 2030, soit la moitié du parc. On pourrait gagner 50% de consommation d’électricité sur le résidentiel. Supposons une performance équivalente sur le tertiaire. Cet effort important conduirait à une baisse de 25 % de l’électricité d’ici 2030 en ordre de grandeur…9.

Reste cependant plusieurs problèmes :

  • Le réseau électrique pourra-t-il en 2030 supporter une part d’ENR intermittentes d’environ 43%10?
  • Comment se passer d’électricité pour décarboner les autres besoins énergétiques ?
  • Quelle serait la hausse des prix pour le consommateur qui serait bien sûr plus élevée dans ce scénario que celle que j’avais calculée en ordre de grandeur11. Les technologies ou les dispositifs de MDE ou les ENR seront tous moins coûteuses avec le temps. Aller trop vite, c’est nécessairement augmenter les coûts, sans compter les effets de saturation des filières considérées.

Dès lors il est assez logique aujourd’hui de considérer qu’une sortie du nucléaire, si elle était décidée, ne se ferait pas aussi vite. On pourrait plus rationnellement viser une part du nucléaire en 2030 dans la production électrique française de l’ordre de 40%.  12. Cela signifie qu’il faut envisager des prolongements de centrales à 50 ans. Ou, si on ne le souhaite pas (ou si l’ASN à ce moment-là l’interdit) la construction de nouveaux EPR après Flamanville. Rappelons cependant qu’un EPR coûte probablement 4 fois plus cher que prolonger une centrale13.

Conclusion

La sortie du nucléaire, si elle était décidée en France, ne se ferait pas d’un simple claquement de doigt. Techniquement il est clair qu’elle va nécessiter à minima le prolongement des centrales nucléaires jusqu’à au moins 40 ans, et pour un partie d’entre elles à 50 ans. Il n’est pas certain que ce type de scénario puisse se passer non plus de la construction de nouveaux EPR . Il est donc souhaitable de se préparer dans tous les cas à une stratégie où le prolongement des centrales, nécessaire dans la période de transition, sera la principale variable d’ajustement à manoeuvrer, à mesure que se lèveront les incertitudes sur les questions clefs : la vitesse et le coût de la montée en puissance des ENR et de la MDE, la mise en place des outils de stockage de l’électricité et de pilotage de l’intermittence, les alternatives décarbonées sur le transport et l’industrie. Seule cette approche séquentielle peut nous éviter des drames sociaux. N’oublions pas que l’énergie est au coeur de nos modes de vie.

Alain Grandjean

  1. calculée à partir de la date de mise en exploitation des centrales []
  2. Cela n’a pas toujours été le cas. En 1970 la production d’électricité française était de 140 TWh (soit 4 fois moins qu’aujourd’hui) dont 5 TWh de nucléaire; le complément à l’hydraulique était le fioul, le charbon et le gaz []
  3. à cette date il y en aura déjà plus d’une vingtaine … []
  4. avec une hypothèse de taux de disponibilité moyen de 80%, le choix de ce taux ne changeant pas les conclusions principales []
  5. Pour mémoire, le scénario Négawatt 2006 visait en 2030 : 100  d’éolien, 12 de PV, 30 de biomasse. []
  6. Notons que le développement de la voiture électrique d’ici 2030 ne changera probablement pas la donne.  Une voiture électrique  consommant environ 2000 KWh pour 15000 kilomètres,  2 millions de voitures électriques en 2030 (ce qui me semble un objectif déjà ambitieux) consommeraient 4 TWh, une demie centrale nucléaire… []
  7. je visais -30% en 2050 []
  8. voir http://www.plan-batiment.legrenelle-environnement.fr/ []
  9. Les gains complémentaires permis par une sobriété accrue (baisse des éclairages inutiles, réduction des consommations d’appareils en veille, etc.) pourraient également contribuer à cet objectif de manière non négligeable, ce qui faciliterait l’atteinte de l’objectif []
  10. 150 (10 d’éolien actuel + 100 d’éolien nouveau + 40 de PV) pour un total de production de 350 TWh (100 de nucléaire, 70 d’hydraulique, 160 d’autres ENR, 40 de thermique à flamme, -40 de pertes et pompage … []
  11. voir le post « Sortir du nucléaire, à quel prix ? []
  12. 150 TWh nucléaire pour une production de 400, soit 50 de MDE de moins et 50 de nucléaire en plus []
  13. 4 G€ contre 1G€ []

La Fed ne montera pas ses taux en 2011 (billet invité de Michel Lepetit)

19 mai 2011

L’inflation est omniprésente dans le monde. Sa résurgence dans des pays développés encore convalescents a surpris tous les économistes. Dans les grands pays émergents, elle accompagne une forte croissance énergivore. (voir mon article : « inflation = énergie + climat » http://www.theshiftproject.org/cet-article/la-speculation-nexplique-pas-seule-linflation ).

Devant ce retour de l’inflation qui déstabilise aujourd’hui des acteurs économiques et des décideurs politiques mal préparés, la réaction des grandes banques centrales de l’OCDE va être déterminante dans les mois à venir.

La BCE a remonté son taux directeur en avril 2011, donnant ainsi le signal qu’elle mettait fin à la politique économique très accommodante mise en œuvre depuis la Grande dépression de 2008.

Qu’en sera-t-il de la Fed ?

La question n’est pas ici la probable inefficacité de l’arme du resserrement monétaire face à l’inflation actuelle et ses causes : j’évoquerai dans une autre note les effets retards sur l’inflation dus notamment aux subventions locales des prix énergétiques ; retards dus aussi à la gestion des entreprises dans la transmission du signal prix à travers la chaîne clients/fournisseurs (le fameux « pricing power »). Ces mécanismes et la volatilité actuelle des prix des matières premières sont de nature à retarder –mais pas à contenir- la vague d’augmentation des prix en cours et sa diffusion dans toute l’économie.

Constatons d’ailleurs le récent fatalisme lucide de Ben Bernanke en février 2011 :

« US monetary policy can’t do anything about, for example, bad weather in Russia or increases in demand for oil in Brazil or China.”

A travers deux axes d’analyse on tentera ici d’éclairer la politique qui devrait être suivie par la Fed dans les mois à venir.

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Tout d’abord en interprétant une intervention publique de Janet L Yellen du 11 avril 2011 : « Commodity prices, the economic outlook, and monetary policy » (http://www.federalreserve.gov/newsevents/speech/yellen20110411a.htm ). J. Yellen est la vice chairman de la Fed, de tendance démocrate ; elle avait été pressentie pour succéder à B. Bernanke.

Outre qu’il formalise probablement le diagnostic actuel des démocrates sur la crise, ce discours fournit dans sa conclusion des indications claires sur les scénarios à venir imaginables, en rappelant la mission duale de la Fed : la lutte contre l’inflation ET la croissance économique américaine (et donc l’emploi).

“Of course, there are risks to the outlook that may affect the timing and pace of monetary policy firming. In my view, however, even additional large and persistent shocks to commodity prices might not call for any substantial change in the course of monetary policy as long as inflation expectations remain well anchored and measures of underlying inflation continue to be subdued. As I noted earlier, a surge in commodity prices unavoidably impairs performance with respect to both aspects of the Federal Reserve’s dual mandate: Such shocks push up unemployment and raise inflation. A policy easing might alleviate the effects on employment but would tend to exacerbate the inflationary effects; conversely, policy firming might mitigate the rise in inflation but would contribute to an even weaker economic recovery. Under such circumstances, an appropriate balance in fulfilling our dual mandate might well call for the FOMC to leave the stance of monetary policy broadly unchanged.

That said, in light of the experience of the 1970s, it is clear that we cannot be complacent about the stability of inflation expectations, and we must be prepared to take decisive action to keep these expectations stable. For example, if a continued run-up in commodity prices appeared to be sparking a wage-price spiral, then underlying inflation could begin trending upward at an unacceptable pace. Such circumstances would clearly call for policy firming to ensure that longer-term inflation expectations remain firmly anchored.”

Très explicitement, ce n’est donc qu’en cas d’enclenchement de la spirale prix/salaire, que la Fed sous J. Yellen ferait évoluer sa politique monétaire ; et donc pas uniquement si les prix des matières premières continuaient d’augmenter.

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Pour mieux connaître les vues de Ben Bernanke, monétariste affiché nommé par G.Bush, il peut être utile de se plonger dans ses recherches académiques passées.

Dans un article fameux de juin 1997, cosigné avec M Gertler et M. Watson : « Systematic monetary policy and the effects of oil price shocks » (http://econ.as.nyu.edu/docs/IO/9382/RR97-25.PDF) , il analysait les raisons des récessions ayant succédé à un choc pétrolier, en tentant de distinguer (1) les effets restrictifs sur la demande dus aux augmentations de prix, (2) des effets récessifs dus aux augmentations de taux par la Fed (bien que ceux-ci aient été la plupart du temps concomitants).

Il écrivait :

« (…) we find that the endogenous monetary policy response can account for a very substantial portion (in some case, nearly all) of the depressing effect of oil price shocks on the real economy. »

(…) “Overall, these findings help resolve the long-standing puzzle of the apparently disproportionate effect of oil price increase on the economy.”

Ainsi, le Chairman de la Fed pense que ses prédécesseurs ont sur réagi face aux chocs pétroliers passés, amplifiant, voire causant, les récessions. On notera aussi qu’il a une vision « classique », donc biaisée, de l’importance du pétrole dans l’économie. Je recommande vivement sur ce sujet le chapitre 3 du World Economic Outlook 2001 du FMI, « Oil scarcity, growth … » http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2011/01/pdf/c3.pdf rédigé par Thomas Helbling, probable prochain chief economist du FMI.

Que cette analyse académique de B. Bernanke ait été ensuite très intelligemment critiquée par James D. Hamilton, grand expert du lien entre pétrole, inflation et PIB, dans « Oil shocks and the aggregate macroeconomics behavior : the role of monetary policy » (http://dss.ucsd.edu/~jhamilto/bgwjun01.pdf ) en juin 2000, n’y fera rien. Il est probable que son opinion sur le sujet soit définitivement arrêtée.

Et qu’il va expérimenter pratiquement ses préconisations de l’époque, réalisant ainsi le rêve de tout économiste académique …

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De ce qui précède, on peut donc tirer les anticipations suivantes :

  • Le scénario central piloté par la Fed sous B. Bernanke et J. Yellen devrait être le maintien d’une politique largement accommodante – ce qui n’exclura pas des réactions ponctuelles- pendant toute l’année 2011.
  • Cette politique devrait avoir des conséquences sur le prix du pétrole en dollars (en relation avec les taux de change), ainsi que des effets secondaires recensés par J. Yellen (spéculation et carry trade ; stimulation monétaire des pays émergents …). Les Etats-Unis connaîtraient alors une situation jamais vue depuis l’après-guerre avec une tendance durable à l’augmentation des prix du pétrole en tendance, accompagnant un phénomène de volatilité croissante des marchés de l’énergie ; Avec des niveaux de salaire qui devraient faiblement progresser ; Et avec en outre des conséquences sociales que la seule institution des bons alimentaires dont bénéficient actuellement 43 millions d’américains ne suffira à amortir.
  • Cette politique devrait être poursuivie au-delà de 2011 si le redémarrage de l’activité –comme cela est prévisible- reste anémique aux Etats-Unis, donc sans perspective d’une baisse forte du chômage. Cette reprise de l’emploi est en effet une condition impérative aux USA pour qu’une spirale salaire/prix s’enclenche -à la différence de ce que l’on devrait constater en Europe.
  • La BCE n’a qu’un unique mandat aujourd’hui : maîtriser l’inflation. Il n’est pas certain que la seule gestion du taux de change euro/dollars en continuant de monter ses taux d’intérêt suffise à atténuer le choc actuel et à venir des prix pétroliers, même si le prix du baril de Brent qui a augmenté de 7,9% en dollars entre mars et avril 2011 n’a cru que de 4,6% en euro ; et de 45% en dollars sur un an, pour 35% seulement en euro. Moins douloureux … mais quand même très douloureux …

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J.D. Hamilton concluait dans sa réponse à Bernanke :

“ (…) even if the Federal Reserve did have the power to prevent the Federal

funds rate from rising after an oil shock, such a policy would do little to mitigate the contractionary effects of the shock, though it would nearly double the inflationary consequences for the price level.”

(…) “A key basis for believing that oil shocks have a bigger effect than implied by the Bernanke, Gertler, and Watson estimates is that the biggest effects of an oil shock do not appear until three or four quarters after the shock.”

Il ne nous reste qu’à attendre la fin de l’expérience …

Michel LEPETIT

Président de Global Warning

Sortir du nucléaire en France : à quel prix ?

13 mai 2011

Fukushima a relancé le débat. Faut-il sortir du nucléaire ? Pour le président de la République, ce serait « se couper un bras ». Et surtout rendre notre électricité beaucoup plus coûteuse, alors qu’elle serait moins chère de 35%1 par rapport à la moyenne européenne. Les français sont-ils prêts à payer le prix d’une sortie du nucléaire?Mais d’abord peut-on évaluer ce prix ? Cette note a pour but de montrer comment se pose cette question difficile. Elle est aussi faite pour ouvrir la discussion. Merci aux lecteurs de relever des erreurs éventuelles dans les chiffres ou dans les raisonnements proposés et/ou de m’indiquer des sources fiables sur ce sujet central. Merci à mes premiers relecteurs qui m’ont déjà permis de limiter la casse, sans que leur responsabilité soit engagée sur la version présente !

Notre comportement en matière énergétique est facile à comprendre : c’est celui d’un passager clandestin qui souhaite profiter du voyage sans en payer le prix. Edison eut l’idée de sortir les lampes à suif polluantes et malodorantes des maisons pour les remplacer par des ampoules propres. La pollution disparut comme par enchantement… du regard et du nez des habitants, pas de la planète. Il fallait bien produire l’électricité, et les centrales à charbon n’ont jamais été un modèle de propreté2

Depuis nous demandons tous de pouvoir consommer toujours plus d’électricité et d’énergie. Mais luttons pour ne pas payer l’addition : rien ne doit se faire à côté de chez nous. Pas sa production (pas de centrale, ni de gaz de schistes dans mon jardin, ni d’éolienne sous mes yeux), pas son stockage (pas de tankers à gaz dans mon port) pas son transport (pas de lignes électriques à côté de chez moi).

Et nous voulons en plus qu’elle ne nous coûte rien ou pas grand-chose. L’homme politique qui ne promet pas de tout faire pour éviter les hausses prend un risque considérable face à ses électeurs.

En un mot, nous rêvons d’une énergie propre et gratuite, qui malheureusement n’existe que dans les contes pour enfants. Même le solaire nécessite des capteurs et des installations diverses ; et si le soleil donne son énergie gratuitement, les installations en question ne sont, elles, ni gratuites ni totalement propres.

Dans ce contexte, il est prudent, si l’on veut vraiment sortir du nucléaire de bien en peser les enjeux. Sinon il est à craindre que les « solutions » de remplacement ne soient pas plus acceptées que le nucléaire. Les désillusions pourraient être amères. Qui va payer quoi ? Et qui va gagner quoi ?

Ces questions se posent sur deux plans : d’abord celui des coûts monétaires. Comment va évoluer le tarif de l’électricité avec ou sans nucléaire ? Puis celui des autres coûts pas forcément intégrés dans la facture du consommateur (comme les conséquences du changement climatique, le risque de rupture d’approvisionnement d’énergie, le risque d’accident majeur et sa couverture assurantielle, les pollutions locales de toutes sortes). Je ne vais évoquer ici que le premier sujet.

Parlons argent

Aujourd’hui les ménages français achètent l’électricité environ 13 c le kWh TTC , soit 130 euros le MWh3 . Pour un logement chauffé à l’électricité la consommation moyenne d’électricité totale (Chauffage, eau chaude sanitaire et électricité spécifique) est de 11 MWh (11 000 kWh); la facture est donc en moyenne est de 1400 euros . Pour une maison chauffée autrement elle est de 3 MWh soit une facture annuelle de 400 euros.

Les tarifs européens comparables sont en moyenne de 17 c le kWh TTC (voir annexe).  Le tarif français est bien inférieur de 25 % à la moyenne européenne4 qui lui est donc bien supérieur d’un tiers !

Au total en 2010 la France a produit 551 TWh (551 milliards de kWh) et les Français en ont consommé 475 (pertes et pompage 44 TWh, Export 31 TWh) ce qui représenterait pour les entreprises et les ménages une facture de consommation de l’ordre de 45 milliards d’euros5 et pour la France des exportations nettes de l’ordre de 2 milliards6 .

Le tarif aux consommateurs résidentiels est réglementé et décidé par les pouvoirs publics. Il se décompose en trois paquets, le coût de production de l’électricité (51 euros le MWh) le coût de transport et distribution (42 euros le MWh) et les taxes (37 euros le MWh), y compris récente hausse de la CSPE.

Coût MWh pour un consommateur résidentiel au tarif réglementé

Source : http://www.developpement-durable.gouv.fr/Principes-generaux-de-construction.html

Pour évaluer l’impact d’une sortie du nucléaire sur ce tarif et plus généralement sur le prix de l’électricité, il faut construire un scénario de sortie sur la durée du calendrier prévu. Il y a donc de nombreuses voies possibles. Si l’on veut sortir du nucléaire, en respectant la contrainte climatique et sans accroitre la dépendance aux fossiles7 il faut à l’évidence :

  • procéder à un effort massif de sobriété et d’efficacité dans la consommation d’électricité,
  • développer les énergies renouvelables
  • développer les capacités de stockage de l’électricité et de gestion de la pointe
  • et plus généralement la capacité de gestion de l’intermittence via les « réseaux intelligents »

La réduction massive de la consommation d’électricité contraint considérablement les solutions pour les autres usages des énergies fossiles dont nous dépendons (mobilité et industrie). Si l’on veut réduire notre dépendance au pétrole en particulier l’une des voies de solution est de recourir à l’électricité. Encore faut-il avoir des moyens de production électrique décarbonés en suffisance. Cela n’a rien d’anecdotique. Un calcul d’ordre de grandeur permet de voir combien pèse le transport en « équivalent électricité ». Prenons seulement en compte les voitures individuelles et les motos qui font presque les 2/3 de la demande en carburant du secteur transport soit environ 30 MTep en France. Le même nombre de kilomètres parcourus nécessiteraient 100 TWh … Dans la suite de la note nous ne tiendrons pas compte de ce transfert. Cela suppose implicitement que du côté de la mobilité ce scénario reposerait sur un mix de solution « sobriété/transports doux/voiture hybride et basse conso ». Nous ne creuserons pas ici ce point.

Un exemple de scénario

A titre d’exemple, visons une sortie totale du nucléaire en 20508 . En théorie c’est possible en France, pour les volumes de production qui seront envisagés dans la suite (liés à une très forte maîtrise de la demande, rappelons-le). Il y a les espaces ventés nécessaires pour l’éolien terrestre et maritime, les surfaces de toit pour le solaire, les volumes de déchets de biomasse pour des cogénérations. En pratique ce sera plus compliqué, du fait de l’intermittence des ENR et de la difficulté de stockage de l’électricité. On essaiera de traduire cette difficulté par une hausse des coûts.

On peut imaginer une infinité de scénarios. Pour fixer les idées en voici un très tranché qui vise à horizon 2050 :

  • une réduction d’un tiers de la consommation d’électricité9 , ce qui suppose d’énormes efforts dans le domaine de maitrise de la demande, et dans les autres domaines pour décarboner la mobilité et les processus industriels. Cela suppose bien sûr aussi une grande sobriété de la part des consommateurs.
  • une division par 2 de l’électricité d’origine thermique (le passage au gaz fait déjà un facteur 2 sur les émissions actuelles de CO2, relativement importantes du fait du recours au charbon en France, qui va être sorti du mix dans les prochaines années) et le développement de l’éolien, du photovoltaïque et de la biomasse à des niveaux inférieurs à leurs potentiels « techniques » (c’est-à-dire indépendamment, à ce stade du raisonnement des questions d’acceptabilité sociale),
  • une suppression de « l’exportation nette » (ce qui veut dire en moyenne autant d’import que d’export sur l’année)
  • une augmentation de la capacité des réseaux (stockage compris via des solutions à imaginer) à absorber l’intermittence et la variabilité des ENR .

Sur ce dernier point l’incertitude est forte. En dehors des stations de pompage dans les montagnes, il n’existe pas de technologie permettant de stocker massivement l’électricité à un coût « raisonnable ». Les espoirs se fondent sur des recherches en cours de stockage type air comprimé et sur la « gestion intelligente » de l’énergie, avec des déplacements fins de la demande, des stockages distribués et des compteurs communicants. Mais à ce stade l’incertitude est grande. Il n’est pas certain que cela soit faisable, le contraire ne l’est pas non plus à cet horizon de temps.

Remarque:

Autant il y a quelques années les gestionnaires de réseau affirmaient que les sources intermittentes d’électricité ne devaient pas dépasser 20% à 30% de la puissance installée ; on sait maintenant que qu’on peut franchir cette limite avec de nouvelles modalités, techniques et régulatrices, de gestion d’équilibre et selon les systèmes électriques considérés. Mais on ne peut à ce jour en donner une nouvelle limite haute ni en évaluer précisément le surcoût.

Voici comment on pourrait produire l’électricité dans un tel scénario.

Electricité en France :2010/2050 (TWh)
2010 2050
Thermique classique 60 30
Thermique nucléaire 408 0
Hydraulique 68 70
Eolien terrestre 10 110
Eolien off shore 0 50
PV 0 60
Biomasse 5 50
Pertes et pompage -44 -60
Total production 507 310
Consommation 476 310
exportation -31 0
source: chiffres repère de l’énergie 2010 pour la colonne 2009, estimation auteur pour 2050

Quelle augmentation de la facture ? Quel serait le surcoût pour le consommateur de ce scénario par rapport à un scénario tendanciel fondé sur le remplacement progressif des centrales nucléaires et thermiques existantes par des EPR ?

Un petit tableau des coûts de production au MWh permet de faire une réponse en ordre de grandeur. Ces coûts sont évalués de la même manière que les coûts actuels, avec des taux d’actualisation de 8%10 . Les données 2009 sont, sauf erreur, réalistes, les données 2050 sont calculées par l’auteur en partant de la littérature ; mais elles restent hypothétiques, et posées pour l’exemple.

Cout de production de l’électricité
en France 2009/2050 (euros /MWh)
2009 2050
Thermique classique 60 150
Thermique nucléaire 40 80
Hydraulique 30 30
Eolien terrestre 80 80
Eolien off shore 180 180
PV 300 150
Biomasse 150 100

On peut en déduire que dans ce scénario de sortie du nucléaire, le coût de production moyen pondéré en 2050 s’établirait autour de 120 euros le MWh, contre 50 aujourd’hui. A ces surcoûts de production, il faudrait ajouter des surcoûts de réseau français et européen, qu’on11 peut estimer à 15 euros du MWh (de plus que le TURPE actuel). Avec une augmentation des taxes limitées à la TVA soit environ 15%12 , le MWh serait donc vendu environ 230 euros le MWh (contre 130 aujourd’hui), soit une hausse de 10 c le kWh.Quel écart par rapport à un scénario « tout EPR » ?

Par contraste, un scénario nucléaire, avec pas plus d’ ENR qu’aujourd’hui, scénario là aussi tranché, pourrait conduire à un coût moyen de production du nucléaire de l’ordre de 80 euros le MWh. Cette augmentation par rapport au coût actuel de 40 euros (pour le nucléaire) environ est due à trois facteurs :

  • la généralisation progressive de l’EPR 13 à la place du parc installé
  • la nécessaire incorporation d’une prime de risque14 (de quelques euros par MWh probablement) et la réévaluation du coût du démantèlement
  • la nécessité à partir de 2040 de passer en génération 4, dont les coûts sont à ce stade incertains mais dont on peut penser qu’ils seront de toutes façons plus élevés, surtout pour les premières installations industrielles

Pour les autres moyens, l’hydraulique moins coûteux (estimé ici à 30 euros le MWh) compense en gros le thermique classique dont le coût va ne cesser de croitre du fait des tensions sur les énergies fossiles et du coût du CO2 (estimé à 150 euros le MWh, avec un doublement du gaz et une taxe carbone à 100 euros la tonne de CO2). Le coût moyen de production de l’électricité serait au total de 80 euros le MWh, .

Côté réseau, dans un scénario de ce type, Il faut prévoir aussi quelques dizaines de milliards d’euros d’investissement, du fait du mauvais état actuel du réseau et de la gestion de la variation de la demande qu’un scénario nucléaire avec baisse du thermique à flammes ne permet pas non plus d’assurer facilement. Il faut donc prévoir également une hausse du « TURPE » de quelques euros, disons 10 euros pour fixer les idées.

Quels écarts de prix et de facture finale ?

Au total dans un scénario « tout EPR » le cout total y compris taxes serait donc de l’ordre de 180 euros, soit une hausse de 5 c le kWh par rapport à aujourd’hui. (soit 40 % …)

Le scénario MDE/ENR donnait lui une hausse de 10 c le kWh, soit un écart pour les coûts de production et de transport entre les deux scénarios de l’ordre de 50 euros le MWh, soit 5 c le kWh. Ce calcul est bien sûr discutable et repose sur des hypothèses à approfondir sur la question des travaux à réaliser sur le réseau et sur le stockage.

Dans le scénario « tout EPR » on peut supposer que la maîtrise de la demande est limitée. Limitons nous, en supposant quand même un effort de MDE, mais pas de transfert d’usage important , à un montant de 500 TWh.. Supposons que le ratio de 50 % entre le tarif industriel et résidentiel se maintienne.

La facture finale d’électricité annuelle (d’un montant actuel de 45 milliards) pourrait être de l’ordre de  :

  • 70 milliards d’euros dans le cas « tout EPR » (pour une consommation de 500 TWh)
  • 50 milliards d’euros dans notre scénario MDE/ENR (pour une consommation de 310 Twh)

Mais dans le scénario MDE/ENR, vient bien sûr s’ajouter à la facture d’électricité, l’amortissement des investissements nécessaires pour faire baisser la consommation. Ce chiffre est très difficile à estimer. Un calcul pifométrique peut se tenter en généralisant des évaluations faites dans le logement. Prenons le chiffre de 20 000 euros pour réduire de moitié une consommation de chauffage et ECS électrique de 10 000 kWh annuels sur 30 ans, soit 4 euros pour économiser 1 kWh sur 30 ans. Prenons une fourchette de 2 à 4 euros pour le coût moyen et appliquons la à l’écart de 170 TWh entre la consommation actuelle (les 480 TWh) et la consommation dans le scénario MDE/ENR (les 310 TWh),

L’investissement serait compris en ordre de grandeur entre 300 et 700 milliards d’euros. La facture complémentaire annuelle serait donc en gros de 30 à 60 milliards annuels (dans la pratique il s’agit d’amortissement d’investissements de loyers et de frais financiers).

La facture totale annuelle payée par les consommateurs serait dont dans le scénario MDE/ENR supérieure à ce qu’elle serait dans le scénario EPR : de 80 à 110 milliards contre 80 milliards déboursés chaque année. Bien entendu ce chiffre est à prendre avec toutes les précautions d’usage du fait du caractère très « pifométrique » des estimations faites.

Quel programme d’investissement ?

Et quel serait l’investissement total à mettre sur la table dans les deux scénarios ?

Commençons par le scénario MDE/ENR.

Cote moyens de production, on peut partir des chiffres suivants qui permette de passer des puissances aux productions puis aux coûts d’investissement par puissance installée.

Cliquez sur15 pour accéder à la note 15 du tableau.

Un calcul sommaire montre donc qu’il faut de l’ordre de 200 milliards d’investissements16 . Coté moyens de transport, distribution et stockage, l’ordre de grandeur est sans doute de moins de quelques dizaines de milliards d’euros. La seule inconnue réelle étant le stockage.

Pour la baisse de la consommation pour « gagner » 170 TWH il faut comme on l’a dit un investissement total de 300 à 700 milliards. On voit tout de suite que c’est la première question qui se pose. Des évaluations plus précises et/ou des gains substantiels sur la MDE pourraient changer la donne de manière radicale. Mais il importe de ne pas se voiler la face : aujourd’hui la rénovation thermique avance lentement et difficilement, avec des performances limitées. La raison en est double : une filière insuffisamment organisée et des coûts d’isolation qui, vu du ménage ou de l’entreprise sont coûteux et pas assez rentables.

Mais au total l’investissement est de l’ordre de 500 à 900 milliards sur 40 ans soit 10 à 20 milliards par an, moins de 1 % du PIB. Ce n’est évidemment pas inaccessible.

Dans le scénario « tout EPR » il faut au total installer 54 GW d’EPR, soit un investissement de l‘ordre de 200 à 300 milliards d’euros (dans la pratique la solution consistera à étaler le chantier de construction en jouant sur des prolongements de centrales, qui coûteront de l’ordre de 1 milliard d’euros par centrale prolongée) et investir dans des générateurs de génération 4 en poursuite de la recherche puis en construction à partir de 2040. Il faut également investir dans les réseaux, moins que dans le scénario MDE/ENR et investir quand même un peu dans la MDE. L’investissement serait donc de l’ordre de 300 milliards d’euros.

Quelles conclusions en tirer ?

En résumé, un scénario MDE/ENR conduit à payer l’électricité plus cher qu’aujourd’hui de 10 c le kwh, et à investir massivement dans la MDE. Au total il conduirait à investir 2 à 3 fois que dans un scénario « tout EPR » et à payer l’électricité 5 c le kWh de plus, en rappelant que dans ce scénario l’électricité augmente de prix (d’environ 5 c) par rapport à aujourd’hui. La facture finale annuelle pour le consommateur (amortissement des travaux et achat de l’électricité) serait supérieure d’un facteur compris entre 1 et 1,4, en fonction du coût de la MDE qui ne compensent pas les gains sur les volumes d’électricité achetés.

Deuxième conclusion : ce scénario nécessite un investissement lourd en MDE, dont il n’est pas du tout sûr aujourd’hui qu’il sera lancé. Il est décentralisé et peu rentable pour les acteurs concernés au vu de leur perception du prix futur de l’énergie. Sa réalisation passe par une volonté publique forte et la mobilisation d’instruments très lourds de type investissements publics massifs.

Cette conclusion est évidemment provisoire et dépendante des scénarios retenus et des hypothèses de calcul. Un simulateur pourra permettre de faire tourner d’autres scénarios et d’autres hypothèses.

Troisième conclusion, d’ordre méthodologique. Ces quelques calculs montrent qu’on peut tenter de mettre un peu de clarté sur l’un des enjeux clefs de la sortie du nucléaire : le prix de cette sortie. Il reste maintenant à valider les chiffres et à faire d’autres hypothèses pour vérifier si les ordres de grandeur évoqués ici sont les bons. En particulier, à supposer que cette décision soit prise elle conduirait à un scénario sans doute moins tranché que celui –ci et à des mix énergétiques différents. Il faudra regarder ce que donnent ces scénarios.

Plusieurs questions doivent être regardées avec soin :

  • la capacité à mettre en œuvre une politique de MDE massive (sinon les ENR ne fourniront pas l’énergie nécessaire ou à un coût très élevé) ; ses limites et son coût
  • la capacité des réseaux à gérer l’intermittence et la pointe
  • la capacité des autres secteurs (mobilité, industrie) à se passer d’électricité sans recourir à une énergie carbonée.
  • la capacité des ENR et surtout le PV à produire un kW de plus en plus compétitif convergeant vers les 2000 euros le kW 17 installé à terme

Ce n’est que quand les incertitudes auront été levées sur ces questions qu’on pourra mieux approcher le prix pour le consommateur d’une sortie totale du nucléaire. Encore faudra-t-il ensuite vérifier les conséquences de cette hausse par une approche « macroéconomique ». Une approche bouclée, car les dépenses des uns sont les revenus des autres, et l’augmentation du prix n’a pas le même effet selon qu’elle entraine ou non des effets de bouclage et selon son impact sur la balance commerciale. Concrètement, un scénario de MDE forte génère du travail en France, résorbe potentiellement du chômage, réduit la facture énergétique (car il jouera aussi dans le domaine de la mobilité). Du coup son surcoût est sans doute absorbé en partie par la croissance générée. Mais cela reste à chiffrer.

Y voir vraiment clair n’est pas si simple. Certes des confrontations entre experts permettront d’avancer. Mais seules les réalités observées permettront de trancher sur les questions relatives aux coûts et aux performances atteignables tant du côté des ENR que de la MDE. Il faudra probablement quelques années (10 à 20 ans ?) pour ce faire.

Y a-t-il vraiment des alternatives à une démarche séquentielle où chaque pas de temps (sans doute de 5 à 10 ans) permet de lever des incertitudes et d’investir plus sereinement ?

Y a-t-il vraiment d’autres solutions que de se ménager aujourd’hui le maximum de marges de manœuvre futures :

  • en lançant sérieusement un programme MDE et en suivant de très près ses résultats
  • en investissant au « bon » rythme18 dans les ENR
  • en préparant le prolongement de suffisamment de centrales nucléaires et en maximisant leur niveau de sécurité
  • en n’abandonnant pas l’EPR qui améliore la sécurité et peut rester une solution bas carbone de compromis, en attendant d’avoir levé toutes les incertitudes actuelles.

Des prix aux coûts.

Mais nous n’avons pas abordé l’autre volet de la question. Nous n’avons ici que parler de prix. Si la sortie du nucléaire est envisagée voire réclamée après Fukushima c’est que se posent aussi des questions de coûts qui ne sont pas qu’économiques. Là aussi il importe de bien comparer les différents coûts des différentes sources d’énergie. Un sujet encore plus complexe que celui que je viens d’aborder…

A suivre…

Alain Grandjean


Annexes :

Données Eurostat sur le prix de l’électricité

Electricity Prices for Household Consumers

Electricity Prices for Household and Industrial Consumers

Electricity prices for first semester 2010 – Issue number 46/2010
Date de publication: 29/11/2010 16:24

Notes :

    1. Une comparaison Eurostat montre que pour les clients résidentiels consommant entre 2500 et 5000 kWh le tarif est inférieur de 33% au reste de la zone Euro []
    2. A service d’éclairage rendu équivalent elles sont quand même plus propres que les lampes à suif ; mais la pollution résiduelle, non nulle, sans parler du CO2, est complètement externalisée. Dans de nombreux cas elle est même délocalisée ! []
    3. Une augmentation d’un euro le MWh (qui sera notre unité de raisonnement dans la suite) c’est donc une augmentation de 0,1 centime d’euros le kWh []
    4. Mais les écarts sont aussi liés à des différences fiscales. Et une analyse plus approfondie est à faire pour la question de la compétitivité qui concerne les tarifs aux entreprises. Voir par exemple http://www.leblogenergie.com/2010/11/index.html []
    5. En gros la consommation résidentielle à 130 euros le MWh représente autant que l’industrie et tertiaire, qui achètent leur électricité en moyenne à 65 euros le MWh, l’export étant plutôt à 55. []
    6. Sur la base d’un prix de vente de 55 euros le MWh []
    7. On peut examiner des scénarios qui ne respectent pas ces deux contraintes, mais je laisse ce soin à d’autres []
    8. Les dernières tranches 1300 et 1500 MW atteindront alors les 60 ans. Viser plus court, c’est sans doute possible mais probablement beaucoup plus compliqué, et sans doute incompatible avec une contrainte sur les émissions de CO2 du fait du niveau très bas des ENR aujourd’hui. []
    9. Le scénario Negawatt 2006 vise 430 TWh à horizon 2050 soit une baisse par rapport à 2010 de 16% []
    10. On pourrait sans problème faire varier ce taux d’actualisation qui est retenu aujourd’hui dans les données fournies ou reconstituables. 8%, c’est en gros le cout du capital pour EDF. Ces calculs de sensibilité au choix du taux seront à faire dans un deuxième temps. []
    11. Il s’agit d’une estimation à dire d’expert, qu’il faut bien entendu affiner. []
    12. La TVA augmentera proportionnellement, mais la CSPE est supposée intégrée dans ce calcul à grosses mailles et les taxes locales peuvent ne pas augmenter en volume []
    13. L’EPR de Flamanville pourrait coûter au final aux alentours de 6 milliards d’euros pour une puissance installée de 1,6 GW, soit 3700 euros le KW installé ; les réacteurs suivants devraient bénéficier d économie d’apprentissage, mais leur coût pourrait s alourdir du fait de contraintes de sécurité plus fortes. []
    14. Il ne s’agit bien que d’incorporer l’auto-assurance d’une catastrophe nucléaire. Le coût actuel de production permet d’ores et déjà de constituer la provision pour démantèlement (qui est elle aussi de l ordre de l euro par MWh) dont le montant est discuté (voir par exemple http://bit.ly/iEpd5y). Pour la prime de risque, elle doit permettre de faire face à un cout de l’ordre de 100 milliards d’euros pour une probabilité d’accident dans le monde (à discuter de 1/100 000 ème par an). Les calculs montrent que cela conduit à une prime de l’ordre de l’euro au MWh. []
    15. Ce ratio mesure le productible en énergie en fonction de la puissance installée. Pour les énergies intermittentes il varie bien sûr (l’éolien en fonction de la durée des périodes ventées, le solaire en fonction de l’ensoleillement). Le ratio de 2,6 pris ici pour l’éolien terrestre ne le désavantage pas []
    16. Dans la pratique il faut renouveler les investissements dans les ENR tous les 20 ans environ. Mais le calcul du prix de revient du kwh intègre ce réinvestissement. Il serait erroné de le compter deux fois ici []
    17. Ce qui est en termes de puissances vraiment comparables du fait des taux de « productibles »  (voir tableau des productions en TWh par GW) revient à 13000 euros le kW pour un équivalent nucléaire []
    18. Le « bon » rythme suit les gains de coût dans les technologies : pour la France qui a raté le coche de la production en solaire il faut sans doute attendre l’approche de la parité réseau pour intensifier massivement l’aide au solaire. []

    Hausse des prix de l’énergie : indécence du PDG de Total ou dangereuse cécité du président de la République ?

    14 avril 2011

    Nicolas Sarkozy a déclaré le 13 avril1 devant des parlementaires UMP que les propos de Christophe de Margerie, jugeant inévitable que le litre de super grimpe à 2 euros étaient indécents. L’ancien président d’EDF Pierre Gadonneix avait été démis de ses fonctions pour avoir dit une autre vérité qui fâche, celle de la hausse inéluctablement forte du prix de l’électricité.

    Evolution du prix du pétrole

    Evolution du prix du pétrole- source Michel Lepetit , Global Warning.

    Le président de la République sait que le prix des énergies ne peut que continuer à croître2, mais il semble penser qu’il est préférable de le cacher aux Français ou de faire croire comme le dit Philippe Chalmin qu’il a le pouvoir (comme celui du roi de France qui pouvait guérir par simple imposition des mains ?) de les faire baisser.

    Sans revenir en détail ici sur les raisons structurelles de ces hausses et notamment celle du prix du baril, rappelons que le franchissement de la barre des 100 dollars est antérieur aux événements du Moyen-Orient. Ils sont dus à la conjonction de la croissance économique mondiale et au plafonnement de la production. Qui peut par ailleurs garantir le maintien du pouvoir en place en Arabie Saoudite (le deuxième producteur mondial de pétrole) ? Quelles seraient les conséquences sur le baril d’une telle déstabilisation ? Comment croire un instant qu’il est possible d’empêcher une forte hausse ?

    Dans ce contexte, le président de la République fait une triple erreur :

    • c’est un déni démocratique : comment les citoyens peuvent-ils s’investir dans la vie publique si elle est fondée sur des contrevérités exprimées par le président de la république qui en plus leur donne le sentiment de les prendre pour des imbéciles ?
    • c’est une grave erreur sociale et économique : si on refuse d’admettre l’inévitable, on ne donne pas aux citoyens les moyens de s’y préparer, et c’est bien sûr les personnes en précarité énergétique qui en souffriront le plus
    • c’est une erreur politique : les citoyens finissent par faire payer au moment des élections le bricolage politicien et le manque de vision.

    Il est grand temps que nous nous préparions à une crise énergétique qui sera d’autant plus grave qu’elle n’aura pas été anticipée, alors qu’elle était annoncée.

    Il est grand temps que s’organisent en France des Etats Généraux de l’énergie pour permettre à chacun d’y voir clair, tant sur les politiques possibles, sur leurs conséquences, sur les coûts, que sur l’organisation européenne et française de l’énergie. Pour permettre à chacun de prendre les mesures indispensables pour réduire sa propre vulnérabilité et pour faire jouer une solidarité qui sera plus que jamais nécessaire.

    1. Les Echos du 14 avril []
    2. Les rapports s’empilent sur ce sujet, dont le dernier signé par le FMI ne fait que confirmer ce que tous les experts savent : les tensions sur l’énergie sont croissantes  – ajoutons le rapport de HSBC qui annonce un prix durable du pétrole à 150 dollars le baril []

    L’équation climat-énergie après la catastrophe nucléaire de Fukushima

    29 mars 2011

    La catastrophe nucléaire de Fukushima repose la question de la place du nucléaire dans les politiques énergétiques du monde entier. Elle va sérieusement compliquer la résolution de l’équation climat-énergie, qui ressemblait déjà à la quadrature du cercle. Elle pourrait cependant contribuer à un sursaut nécessaire aujourd’hui à une humanité qui fonce tous feux éteints vers l’abime. A la condition qu’elle soit intégrée dans une vision globale de notre rapport au monde.

    La nécessaire refonte de l’organisation énergétique européenne et française

    Nous ne savons pas encore l’ampleur de la catastrophe, qui semble d’ores et déjà plus grave que celle de Three Miles Island. Mais le simple fait que ces installations soient faites dans un pays de très haut niveau de technicité et qui avait une conscience claire et documentée du risque sismique (en rappelant que ce tremblement de terre n’est pas le big one) décrébilise durablement le secteur dans son ensemble.


    Cette perte de crédibilité va rendre inaudible un argument de bon sens : cet accident est lié à la sismicité de la zone et les réacteurs de Fukushima étaient anciens. Mais alors, soit les autorités le savaient et ont laissé faire, soit elles n’en avaient pas une claire conscience. Dans les deux cas qui nous dit qu’un risque de même ampleur (pas nécessairement lié à un séisme) ne nous est pas occulté sciemment ou inconsciemment ? Ce doute va d’autant plus s’installer que la transparence de l’industrie nucléaire est, à tort ou à raison, loin d’être considérée comme sa première qualité. La science et la technique ayant déjà été fort mises à mal par la vache folle, l’apparent excès de précaution dans la crise du H1N1, le débat avec les climato-sceptiques…, la parole de l’expert est de plus en plus contestée. Il y a fort à parier que la perte de crédibilité va être telle que les arguments rationnels ne porteront pas.

    Très concrètement, la question de la gouvernance du nucléaire est également posée avec acuité. Quel dispositif peut donner confiance ? Un exploitant privé ne peut-il pas être toujours soupçonné de sous-investir en sécurité et maintenance, comme Tepco l’a semble-t-il fait ? L’autorité de sûreté a-t-elle toujours assez de poids pour contraindre à des arrêts et éventuellement des investissements lourds quand nécessaire ? Comment organiser les liens entre les opérateurs et le gouvernement en période de difficultés ? Dès lors la question centrale de la libéralisation du marché de l’énergie tous azimuts en Europe va être reposée. C’est d’ailleurs une bonne chose, tant l’idéologie néo-libérale qui domine dans les politiques énergétiques 1.est à l’origine d’un « monstre » (l’organisation énergétique en France ) qu’il est nécessaire et urgent de remettre en cause.

    Le ralentissement du nucléaire

    La première conséquence concrète de Fukushima devrait être l’arrêt des programmes « low-cost et sécurité non maximale 2». Et, espérons-le, l’arrêt des tranches existantes insuffisamment sécurisées. Mais il n’est pas impossible qu’on assiste à un gel du nucléaire –au sens d’arrêt des projets de nouvelles centrales – la seule question étant de savoir dans quelles régions du monde il n’aura pas lieu.

    Ce gel va se faire pour des raisons d’acceptabilité sociale liée à cette perte de crédit, mais aussi pour des raisons de rentabilité financière et de coûts. Les conséquences économiques de l’accident de Fukushima ne seront pas faciles à évaluer dans un contexte aussi complexe : les impacts cumulés du tsunami, du tremblement de terre et de cet accident vont avoir un effet sur le PIB japonais; l’économie japonaise est probablement amenée à souffrir pendant des mois. Difficiles à évaluer, elles n’en sont pas moins considérables. Les assureurs, les réassureurs et certainement l’Etat japonais vont avoir une très grosse facture à régler.

    Qui va prendre la décision dans les comités d’engagement des banques et au sein des gouvernements de lancer une nouvelle centrale, du fait de cette évidence d’un risque potentiel élevé au plan humain et économique?

    Comment enfin ne pas faire augmenter la facture des nouveaux réacteurs (et plus généralement de toutes les opérations du cycle) pour augmenter encore les assurances de sécurité ? Dès lors, la compétitivité du nucléaire va baisser fortement. Pile au moment où les yeux sont rivés vers la baisse du prix du gaz aux USA, du fait de gisements de gaz non conventionnels (GNC) et même si l’ampleur des réserves de GNC est un objet de controverse et si ce nouvel eldorado n’est encore que très hypothétique.

    Pour les parcs installés, notamment en France, le cœur du débat – et il est probable que ce sera l’un des enjeux de la présidentielle – va porter sur l’alternative « démantèlement ou prolongement3 ». L’option centrale jusque là du renouvellement intégral du parc va certainement être réexaminée, même si les enjeux sont considérables : 1 tranche de 900 MW fournit l’électricité à 550 000 logements chauffés à l’électricité ou 2 100 000 logements chauffés autrement. Et remplacer, toutes choses égales par ailleurs, une centrale nucléaire par des éoliennes (à compléter aujourd’hui par des CCG pour faire face aux creux de vent) c’est investir 5 milliards d’euros4.

    Ouvrir les yeux

    Même si le problème ne se pose évidemment pas de la même manière dans tous les pays (la part du nucléaire varie de 0 à environ 75 % en France dans la production électrique), il est plus que probable que Fukushima va conduire à la réduction de la part relative du nucléaire dans le mix énergétique mondial (qui représente environ 14% de la production électrique mondiale ).

    Nous allons donc nous trouver devant un choix radical.

    • 1/ Poursuivre sur notre lancée, et remplacer le nucléaire manquant au rendez-vous par du charbon et du gaz (conventionnel ou non), qui sont aujourd’hui encore les sources de production électrique les moins coûteuses. La conséquence de cette option est claire : c’est l’aggravation de la dérive climatique car cette substitution conduit à plus d’émissions de CO2. Si l’on remplaçait la production nucléaire actuelle par un mix gaz/charbon, on augmenterait, toutes choses égales par ailleurs, les émissions de CO2 de une à deux GTCO2 (milliards de tonnes de CO25). Comme nous envisageons bravement de continuer à faire croître notre production électrique, le faire  par le recours aux fossiles dans un scénario « tendanciel » c’est augmenter la facture climatique d’un montant de l’ordre de 10 GT CO2 ; alors qu’il s’agit de viser sa réduction de plus de la moitié à cet horizon (passer de 50 GTCO2 qui est le montant actuel des émissions à 20 environ en 2050)….
    • 2/ Nous ressaisir et nous mobiliser pour changer de route et remplacer le nucléaire manquant au rendez-vous par une réduction accrue de notre consommation d’énergie (qu’il faut de toutes façons réduire, avec ou sans la réduction du nucléaire envisagée) et par du renouvelable.

    Il est d’abord impératif de réduire notre consommation d’énergie (et bien sûr pas que pour l’électricité). D’abord par la sobriété. Au delà d’un certain niveau (nécessaire pour les besoins de base et un minimum de confort) l’accès à la puissance, à la consommation d’énergie et au gaspillage (conscient ou pas) ne font pas le bonheur. Nous le savons. En revanche ils font de l’activité économique et de l’emploi. Ils mobilisent les équipes marketing qui nous abreuvent de publicité et stimulent nos désirs en permanence. Nous allons devoir nous désintoxiquer et ce ne sera pas facile.

    Nous allons devoir également investir lourdement : l’isolation des logements coûte en ordre de grandeur 30 000 euros pour 100 m2. La rénovation accélérée de 30 millions de logements est un investissement considérable, à réaliser rapidement6. Et sa rentabilité pour le ménage n’est pas évidente, au prix actuel de l’ énergie. Il va falloir améliorer notre efficacité énergétique dans tous les secteurs.

    De nombreux espoirs sont fondés sur les renouvelables, qui font l’objet d’investissements et d’aides publiques importants. Pour l’électricité, leur contribution mondiale est aujourd’hui de l’ordre de 3% hors hydraulique qui en représente environ 15%. L’éolien et le solaire (photovoltaïque ou thermodynamique à concentration) ont produit 250 TWH (soit 1,5% de la production mondiale) mais ont cru très fortement (30% par an dans les 10 dernières années). Toute la question est donc celle du rythme de la croissance future. Sur 20 ans un taux de 10% par an fait passer les 250 à 1700 TWH ; à 20 % on atteint en 2030 près de 10 000 TWH. Les autres renouvelables (grand hydraulique dans les pays émergents, biomasse si cela ne se fait pas au détriment de la forêt ou de l’alimentation) peuvent croitre aussi plus ou moins vite.

    La vitesse de pénétration effective des renouvelables dépend de nombreux facteurs : la poursuite des efforts publics de soutiens aux filières, la date d’arrivée de la « parité réseau »7 pour le solaire, la disponibilité des matériaux nécessaires en quantité suffisante et à un prix acceptable, une capacité de production de ses énergies dans des pays à faible intensité carbone de l’énergie8 , la résolution des problèmes posés par la variabilité ou l’intermittence de ces énergies9, l’acceptation par le public des nuisances ressenties (en France par exemple les éoliennes passent assez mal10) et, bien sûr, la vitesse de la mise en place d’un coût au carbone suffisant.11

    Un appel au sursaut

    Le sursaut est un immense défi. Son enjeu est vital. Il s’agit de cesser d’entretenir ce monde de crises et de violences dont l’intensité est « programmée » pour créer un monde plus humain.

    Ce ne sera pas facile.

    Nous allons devoir accepter une contrainte que nous refusons12 : payer notre énergie de plus en plus cher. A la fois pour nous inciter à réduire notre consommation et éviter l’effet rebond13, à la fois parce que le passage à un nouveau mode de production / consommation plus sobre et moins carboné nécessite de mettre un prix au carbone, et parce qu’il va falloir investir considérablement (dans les nouvelles énergies, et dans les dispositifs de réduction d’énergie).

    Elle va aussi nous obliger à consacrer une part plus importante de nos revenus à l’investissement et une moindre à la consommation. Impossible bien sûr sans une politique sociale adaptée, mais même dans cette hypothèse, pas du tout facile.

    Elle va aussi nous contraindre à accélérer la mutation de notre économie vers des activités moins consommatrices de ressources et d’énergie. Ce qui ne se fera pas sans résistances et sans remises en cause fortes : des emplois vont disparaître dans les secteurs « consuméristes » dans la production et la distribution d’énergie fossile, les emplois à créer sont dans la réparation, le recyclage, la maintenance, le bâtiment, l’agriculture…secteurs dont il n’est pas certain qu’ils attirent spontanément les jeunes !

    Souhaitons que la puissance des chocs provoqués par Fukushima et par la crise au Moyen-Orient soit suffisante pour nous ouvrir les yeux et nous faire accepter ce défi sans précédent, voire pour nous en donner envie !

    Alain Grandjean

    1 Il va falloir d’ailleurs remettre en cause cette idéologie et les dispositifs qu’elle a secrétés également dans le domaine des transports…et bien sûr dans le domaine monétaire !

    2 L’appel d’offres d’une centrale nucléaire à Abu dhabi avait été perdu par l’industrie nucléaire contre l’entreprise sud-coréenne Kepco proposant une solution moins sécurisée et moins chère.

    3 Les centrales sont prolongées par tranche de 10 ans jusqu’à 40 ans. En 2018, Fessenheim, la plus ancienne, aura 30 ans ; la décision de la prolonger ou non jusqu’en 2028 sera prise prochainement (la visite décennale ayant eu lieu). Mais la mise en place de substituts aux centrales nucléaires et/ou de plans lourds de réduction de la demande d’énergie prend plusieurs années.

    4 Il faut en effet pour remplacer une tranche de 900 MW, environ 1800 éoliennes de 2,5 MW et 2 CCG de 400 MW pour faire face à l’intermittence

    5 La production mondiale d’électricité est de 20 000 TWH et elle émet 12 GTCO2 (milliards de tonne de CO2) ; soit environ 600 grammes de CO2 par kwh. Le nucléaire c’est environ 2 800 TWH, qui émettent environ 56 MTCO2 (millions de tonnes de CO2), soit 20 grammes par kwh. Passer à la technologie la moins émettrice (le cycle combiné gaz) ce serait passer à environ 400 grammes par kwh, soit 1 GTCO2. Le charbon c’est le double.

    6 Si l’on voulait rénover le parc en 30 ans il faudrait investir chaque année au moins 30 milliards sans compter les coûts de formation et de déploiement de la filière

    7 Le solaire photovoltaïque est encore en France 5 fois plus couteux que le charbon ou le gaz (25 à 30 centimes le kwh contre 5 à 6). L’EPIA voit arriver la parité réseau en Europe entre maintenant (pour l’Italie) et 2030 pour les pays nordiques

    8 Fabriquer des panneaux photovoltaïques avec de l’électricité faite au charbon, n’ a aucun sens au plan climatique.

    9 Les gestionnaires de réseau ont fait d’énormes progrès mais la question du stockage de l’électricité n’est pas encore résolue

    10 Les nanotechnologies envisagées dans les filières au meilleur rendement font l’objet d’une grande méfiance de la part du public

    11 Ce qui veut dire une taxe carbone, sous une forme ou sous une autre, dont le niveau doit s’élever rapidement à 100 euros la tonne de CO2.

    12 Du débat à la taxe carbone, à la récente déclaration du ministre de l’énergie suite à la déclaration d’EDF sur le prix de l’électricité, tout montre que les gouvernements n’arrivent pas à faire accepter aux citoyens ce qui est pourtant une absolue nécessité.

    13 L’effet rebond est bien connu et bien observé : une baisse de la consommation unitaire d’un bien ne s’accompagne pas de la baisse totale des consommations. Pour les maisons c’est le fait qu’une maison mieux isolée permet de se chauffer plus à budget énergétique constant. C’est le fait que les économies d’énergie faites grâce à un appareil libèrent un pouvoir d’achat qui permet d’acheter un autre appareil…

    En quoi les gaz non-conventionnels changent les donnes énergétique et climatique ?

    11 novembre 2010

    Le petit monde de l’énergie est en effervescence depuis que les américains exploitent de manière substantielle, et imprévue il y a moins de 10 ans, les « shale gaz ». Il s’agit de gaz (le méthane) contenus dans des roches que de nouvelles techniques de fracturation permettent d’exploiter et de produire de manière économiquement rentable. A côté des shales gaz d’autres sources de gaz non conventionnels1 (« tight gaz » ou « coal-bed methane ») se développent. Ce nouvel eldorado a déjà plusieurs conséquences concrètes : les américains réduisent leurs importations de gaz (et envisagent sérieusement de devenir exportateurs de gaz liquéfié), son prix se stabilise et se décorrèle du prix du pétrole. Le gaz non conventionnel représente aujourd’hui 50% de la consommation américaine de gaz2 et pourrait en représenter plus de 60% en 2020.

    Certains commentateurs (voir un papier paru dans le Financial Times3) voient là une nouvelle révolution énergétique, un changement majeur des donnes énergétique, climatique, et… géopolitique. Que peut-on en dire aujourd’hui ?

    Légende : « Le forage horizontal en particulier et la fracturation hydraulique des roches [...] ont rendu possible le développement de la production de gaz non conventionnel »

    Des réserves difficiles à évaluer

    Du côté des réserves de gaz non conventionnels les chiffres valsent et varient de 1 à 10. L’AIE les estime à environ 800 Tm3, soit de l’ordre de 700 GTEP4. Disons le tout net, personne n’en sait rien aujourd’hui. Les technologies de production sont trop récentes pour que l’exploration des gisements potentiels puisse être considérée comme exhaustive. Il est assez clair que les USA ont des réserves importantes et exploitables. La Chine et l’Australie développent leur potentiel. Les autres pays explorent. D’autre part, les ressources extractibles dépendent du prix de marché du gaz. Rien au total ne permet de trancher aujourd’hui sur les chiffres comme c’est devenu possible dans le domaine du pétrole conventionnel par exemple.

    L’Europe quant à elle ne sera probablement pas un gros acteur : le forage du shale gaz passe par une …forêt de puits, des pollutions encore mal évaluées et surtout, aux USA, est favorisé par le fait que les propriétaires d’un sol ont un droit sur les richesses du sous-sol. En Chine, on peut compter sur le caractère autoritaire du régime pour passer outre les résistances des riverains … En Europe aucun de ces deux leviers n’est en œuvre.

    Du côté du climat, un impact probablement négatif

    Les shale gaz ne changent évidemment rien au fait qu’il y a de toutes façons trop d’énergie fossile sous terre par rapport à ce que l’on doit brûler pour limiter le changement climatique en cours. Certains commentateurs estiment pourtant que le développement du gaz est favorable à court terme au climat, en limitant la part du charbon.

    Au contraire, et c’est un effet négatif, en donnant à nouveau l’espoir d’accéder à une énergie abondante et moins carbonée que le charbon, les gaz non conventionnels pourraient juste aggraver le problème : si l’on exploite plus de gisements de gaz aujourd’hui cela ne nous empêche pas de brûler du charbon aujourd’hui et encore moins demain. Par ailleurs, la baisse actuelle des prix spots du gaz font perdre en compétitivité les énergies décarbonées (nucléaire, hydraulique , éolien et solaire).
    Il faut le réaffirmer avec force : la régulation climatique passe par des mesures de politique publique (réglementations et prix donné au carbone). La simple rareté prévisionnelle ou imaginée des énergies fossiles ne constituera jamais, en temps utile, une politique climatique !

    Du côté des prix c’est la bouteille d’encre

    La baisse constatée du prix du gaz fait rêver certains. Il n’y a plus de raison que le prix du gaz soit corrélé à celui du pétrole. Les usages sont déjà différents (les pétroles pour la mobilité et la pétrochimie, le gaz pour le chauffage et l’électricité). Si en plus les processus de production sont complètement différents (pas de pétrole là où on exploite du gaz non conventionnel, alors que le gaz était en partie issu de champs de pétrole) il n’y a plus de raison de lier les prix de ces deux sources d’énergie .
    Mais le débat fait rage : si le gaz non conventionnel est moins abondant que ce que pensent les optimistes il n’aura pas d’effet de moyen terme sur le prix. Par ailleurs et surtout, le gaz n’est pas l’objet d’un marché mondial mais de grands marchés régionaux, avec des coûts de transport importants. L’Europe qui est durablement déficitaire en énergie devra toujours payer le prix du pétrole, du gaz et de son acheminement. Aujourd’hui elle paie le gaz environ 10 dollars par MBTU alors qu’il se traite à 4 dollars aux USA.

    Les gaz non conventionnels et le peak oil

    Les plus « optimistes » voient dans les gaz non conventionnels un moyen de retarder l’échéance du peak oil. A la fois parce que l’abondance supposée du gaz et son prix maîtrisé pourrait accélérer la sortie du fioul du chauffage. Mais aussi et surtout parce que la reconversion du parc automobile au gaz est imaginée. Certains rêvent déjà de faire passer toute la flotte de camions américains au gaz5. J’ai un peu de mal à penser qu’on pourra rapidement faire basculer une flotte de véhicules de l’ordre d’1 milliard de véhicules du pétrole au gaz6. C’est coûteux pour les particuliers et difficile à organiser. D’autre part cela ne peut se concevoir que si l’eldorado du gaz non conventionnel se vérifie et sur un horizon assez long pour que ces investissements soient entrepris. Or comme on l’a vu plus haut l’incertitude aujourd’hui reste forte.

    Conclusion : un peu de modestie

    L’arrivée du shale gaz me semble une excellente occasion d’insister sur la nécessaire régulation publique en matière énergétique pour éviter des conséquences climatiques pour le moins désagréables. Elle me semble aussi l’occasion d’appeler à un peu de modestie les deux camps qui s’affrontent. Les amoureux de la technologie nous disent que cette innovation est bien la preuve qu’on saura faire face aux problèmes de ressources identifiés aujourd’hui. Que savent-ils vraiment de l’ampleur de cette révolution ? Quant à ceux qui pensent que les shale gaz ne sont qu’un feu de paille, comment peuvent-ils vraiment l’affirmer aujourd’hui ?

    Alain Grandjean

    1 Pour ce qui concerne le gaz le qualificatif de non-conventionnel désigne le mode de production. Il s’agit toujours de méthane. Ce n’est pas le cas pour le pétrole ou le « pétrole non conventionnel » peut être du pétrole off-shore, c’est bien du pétrole, ou des sables bitumineux, qui délivre un matériau visqueux , pas du pétrole… Voir http://www.manicore.com/documentation/petrole/gaz_non_conv.html pour des explications plus précises.

    2 Qui se stabilise autour de 600 Gm3, soit 540 MTEP, après être passée par un minimum de 500 au milieu des années 80. Mais aujourd’hui ce sont les tight gaz qui sont dominants dans le gaz non conventionnel américain.

    3Voir par exemple un papier paru dans le Financial Times http://www.thegwpf.org/energy-news/1063-shale-gas-will-change-the-world.html

    4 1000 m3 de gaz c’est environ 0,9 TEP  (tonnes équivalent pétrole)

    5 Voir par exemple http://www.pickensplan.com/theplan/

    6 Aujourd’hui c’est de l’ordre d’une dizaine de millions de véhicules qui roulent au gaz.

    Peak oil : même pas mal ?

    4 octobre 2010

    La lecture du rapport du Conseil d’Analyse Economique1 sur les effets d’un prix du pétrole élevé et volatile, présenté en juillet 2010 à Christine Lagarde m’a fait prendre conscience du fait qu’il y avait deux débats distincts. C’est peut-être ce qui explique l’incroyable aveuglement de nos dirigeants et l’impréparation de notre pays à un choc pétrolier inévitable. Sans doute sont-ils abreuvés d’études et de conclusions divergentes sur ces deux questions :

    • quand le peak oil va-t-il se produire et quelle forme va-t-il prendre (que pourrait être le taux de déclin de la production pétrolière après plafonnement ?)
    • quelles en seront les conséquences économiques ?

    Sur la première sous-question il me semble que la messe est dite2 : la production de pétrole conventionnel stagne et l‘incertitude sur la date du peak oil se mesure en années. Sur la deuxième sous-question c’est un peu moins clair : les pessimistes pensent qu’on aura un déclin rapide, les optimistes pensent que les innovations permettant de réduire notre dépendance au pétrole freineront la vitesse de ce déclin.

    Sur la deuxième question, le débat, que j’espère initié par ce rapport du CAE est plus difficile : un premier raisonnement, simpliste, consiste à se dire qu’une augmentation du baril à 150 dollars ne va pas mener à la fin du monde : la facture pétrolière de la France est inférieure à 50 milliards d’euros, moins de 3% du PIB ; pourquoi parler d’apocalypse3 même dans l’hypothèse d’un doublement de la dite facture, au demeurant improbable ? Il est en effet clair qu’une hausse du prix du baril induira très rapidement des baisses de sa consommation et réduira la hausse de la dite facture. Elle sera par ailleurs favorable aux industries qui proposent des services et produits permettant d’économiser du pétrole, créant de l’emploi à la fois pour le marché intérieur et pour l’export. Inversement tout le monde a en tête que le budget énergie pèse sur les ménages les plus défavorisés et que sa hausse pourrait le plonger dans la pauvreté, réduire leur pouvoir d’achat sur d’autres postes et freiner la croissance.

    Pour comprendre les conséquences multiples d’un « choc » pétrolier, il est difficile d’échapper à l’exercice de la modélisation économique, qui vise à en représenter de manière simplifiée les conséquences. C’est ce qu’ont fait nos auteurs qui concluent au fait qu’une hausse du baril à 150 dollars pourrait avoir un effet de baisse du PIB de 1 à 2 %. Pas du tout négligeable, dans une période où la crise des finances publiques semble demander, pour être jugulée, des taux de croissance supérieurs à 2%…C’est d’ailleurs le mérite de ce rapport : sans sonner le tocsin, il insiste lourdement pour que nos dirigeants politiques prennent la mesure de la menace que fait peser sur notre économie la venue d’un pétrole nécessairement plus cher.

    Mais faut-il croire en la capacité des modèles macroéconomiques à représenter le monde réel ? Comment peuvent-ils intégrer les phénomènes aberrants que l’ingénierie financière a réussi à produire dans les dernières années ? Comment intègrent-ils des ruptures géopolitiques ou des comportements sociaux imprévisibles ? Les chiffrages du rapport du CAE ne sont-ils pas préétablis, puis justifiés par des calculs savants, en fonction d’une stratégie de communication assez efficace : ne pas faire trop peur mais attirer l’attention ?

    Ce doute légitime ne me semble cependant vraiment pas suffisant, quand on pense à la difficulté d’imaginer une civilisation post-pétrole, et encore plus de convaincre nos concitoyens, à froid, de réduire leur dépendance, dont ils ne veulent ou peuvent se sortir. Je crois bien que le risque est élevé que nous connaissions une crise majeure. Essayons d’en faire mieux percevoir les logiques de déroulement et d’en solidifier l’articulation face au déni argumenté.

    Alain Grandjean

    1 Rapport CAE n°93 de Patrick Artus, Antoine de’Autume, Philippe Chalmin, Jean-Marie Chevallier, voir www.cae.gouv.fr

    2 Voir la multiplicité des rapports sur le sujet, par exemple dans le blog de Matthieu Auzanneau

    3 Selon le titre de l’ouvrage d’Yves Cochet, Pétrole apocalypse, Fayard 2007

    Le climat sauvé par la pénurie des énergies fossiles ?

    2 juillet 2010

    La dérive climatique est liée, comme on le sait, aux émissions de gaz à effet de serre (environ 50GTCO2 eq par an en ce moment) dont 60 % en gros sont dues à la combustion d’énergie fossile. A-t-on assez d’énergie fossile pour déstabiliser le climat ? La réponse est malheureusement très claire : on a beaucoup trop d’énergies fossiles.

    Pelle
    Creative Commons License photo credit: Grégory Tonon

    Quelques chiffres simples permettent de le montrer. Dans un papier publié dans Nature en 2009[1] Meinshausen et al. évaluent à 1000 GTCO2 notre « budget cumulé d’émissions «sur la période 2000-2050 si nous voulons ne pas dépasser une augmentation de 2°C de la température moyenne planétaire, avec une probabilité de 75%. En 2008, nous avons déjà consommé le tiers de ce budget. Il nous en reste donc en gros 650 GTCO2. [precision 3 juil 2010 ] Une tonne de CO2 étant générée par la combustion de 0,27 tonne de carbone, il ne nous faut donc pas bruler plus de 180 GTC sur la période 2010-2050. Il s’agit là d’une surestimation puisque la déforestation est également à l’origine d’émissions importantes de CO2[2].


    Du coté des ressources les estimations de réserves prouvées de BP 2009[3] sont les suivantes (exprimées en G tonnes de carbone):

    • pétrole : 150
    • gaz : 220
    • charbon : 715


    Total : 1085 GTC, soit 6 fois notre « budget » d’ici 2050.

    Les estimations de ressources résiduelles (les réserves prouvées augmentées des ressources probables) varient fortement notamment pour le charbon. Un ordre de grandeur de 2000 GTC pour le total des fossiles encore sous terre n’est probablement pas sur estimé[4]. Il est donc bien évident que nous avons beaucoup trop de fossiles par rapport à ce qu’il est suffisant de déstocker pour déstabiliser le climat.

    Allons-nous assez vite ? Actuellement nous « tournons » pour le déstockage des fossiles à environ 8 GTC par an. A ce rythme, nous aurons donc dépassé les 180 résiduels dans un peu plus de 20 ans. [correction du 3 juil 2010, merci aux commentateurs pour leur attention]

    Bref la messe est plus que dite. Aucun espoir n’est permis du côté du stock physique des énergies fossiles pour limiter la dérive climatique. Il va nous falloir ralentir très vite leur combustion et /ou les émissions dans l’air liées à cette combustion. Cela ne peut que nécessiter une véritable révolution énergétique et des moyens considérables qui lui soient affectés, maintenant !

    Alain Grandjean



    [1] Meinshausen Malte, Nicolai Meinshausen, William Hare, Sarah Raper, Katja Frieler, reto Knutti, david Frame, et Myles allen (é009) . « Greenhouse-gas émission targets for limiting global warming to 2°C ». Nature 458, 1158-1162. http://www.nature.com/nature/journal/v458/n7242/full/nature08017.html

    [2] A un rythme d’environ 5 GTCO2 en ordre de grandeur par an…avec un stock important de l’ordre de 2000 GTC.

    [4] Le GIEC a évalué, dans son rapport 2007, à 3700 GTC le stock de l’ensemble des fossiles sous terre avant leur exploitation industrielle et à 244 GTC le déstockage de 1750 à 1994. On peut donc évaluer le déstockage industriel à ce jour, à environ 600GTC. Il resterait donc 3100 GTC.

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