Nucléaire : une feuille de route pour ouvrir une vraie alternative

6 septembre 2017

Alain Grandjean

énergie fossile, Energie nucléaire, ENR, Transition énergétique

Je viens de publier dans le n°11900 d’Enerpresse, un article qui propose une feuille de route pour le nucléaire. Cette proposition vise à sortir de l’impasse dans laquelle la politique énergétique française est aujourd’hui engluée. Et du dialogue de sourds entre ceux qui feignent d’ignorer l’objectif (voté dans la loi de transition énergétique et reprise dans le programme du président de la République) de réduction de 50% en 2025 de la part du nucléaire dans le mix électrique français, et ceux qui veulent respecter ces mêmes objectifs à la lettre sans tenir compte de ses conséquences sociales, économiques et en termes d’émissions de GES. ll s’agit en résumé de se mettre en position de créer une véritable alternative et les conditions (qui ne sont pas réunies aujourd’hui) d’un choix rationnel. Comme le disent les économistes cette stratégie repose sur sa valeur d’option. Je signale également dans l’annexe une proposition de méthode pour comptabiliser le coût « complet » des ENR neufs (incluant les coûts d’investissement, d’exploitation, de raccordement et de back-up) qui met à jour une note sortie dans ce blog.

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Alain Grandjean

38 réponses à “Nucléaire : une feuille de route pour ouvrir une vraie alternative”

Bertrand Cassoret

8 septembre 2017

Bonjour

Votre étude prend en compte le cout du « back-up » nécessaire à l’éolien et au photovoltaïque.
De quel back-up s’agit-il?
S’il s’agit de centrales au gaz il est probable qu’on aille vers une augmentation des émissions de CO2 et autres polluants.

Répondre
1. Alain Grandjean
  
  8 septembre 2017
  
  @ bertrand cassoret; dans les scénarios modélisant une baisse raisonnée du nuc comme je le propose, les émissions directes françaises de CO2 de la production d’électricité baissent; cela suppose évidemment de sortir le charbon (qui en a émis environ 7 MTonnes sur 28 Mtonnes en 2016 cf RTE) ; selon le rythme exact de baisse du nuc on n’a pas nect besoin de plus de CCG (sachant qu’on admet que va être construite celle de Landivisiau), car la part des enr non pilotables est limitée et qu’on a de l’hydro, des ccg et qu’on est interconnectés avec nos voisins. Le coût de back-up (une expression un peu simplificatrice) est calculé sur la base de la valeur de capacité offerte. (pour le PV elle est nulle car le PV ne garantit aucune puissance). Pour qu’il n’y ait pas de malentendu (ce qui m’oblige à me répéter beaucoup) je ne promeus que des scénarios qui sont sources de réduction d’émissions de GES. N’oublions pas par ailleurs que de toutes façons la question centrale du CO2 en France est celle du pétrole….bien à vous. AG
  (ps le nuc est un objet de passion générant bcp de débats, alors que nous avons bien d’autres sujets plus importants socialement et politiquement dans le domaine de la transition énergétique; cf mon post https://alaingrandjean.fr/2017/07/24/politique-energetique-ne-se-tromper-de-debats-2/)
2. I. Lucas
  
  15 septembre 2017
  
  Le besoin en back up n’intervient pas au début de la pénétration des renouvelables
  RTE donne la participation de l’éolien au marché des capacités en 2017
  https://clients.rte-france.com/lang/fr/visiteurs/vie/meca_capa/meca_capa_rcc.jsp?rccsp=1&alf=2017
  MW éolien participe à la pointe à hauteur de 0,17MW
  soit un taux voisin de son facteur de charge en énergie.
  autrement dit l’éolien est intermittent, mais l’aléa s’ajoute aux variations de la demande et l’aléa global n’est pas augmenté.
  Il en ira différemment pour de fortes pénétration éolien.
  Autrement dit au début tout est facile.
  Pour de plus fortes pénétration, la participation de l’éolien au marché des capacité croit moins vite que les capacités installées.
  L’Allemagne est déjà dans cette situation ; la France pas encore
3. Alain Grandjean
  
  19 septembre 2017
  
  @I.Lucas, merci de ces informations et précisions, a l’horizon que j’envisage dans cette note il n’y aura pas de pb de back-up si on est raisonnable dans la planification des arrêts de tranches nucléaires, ce que je recommande, les projections à plus long terme sont aujourd’hui perilleuses,( dans un sens et dans l’autre, il ne faut pas injurier l’avenir); c’est pour cela que je pense que la stratégie proposée est sans regret et permet de se mettre en capacité de prendre des décisions bien plus fondées. Bien à vous. AG
Revue des blogs – lundi 11 septembre 2017 – Veille énergie climat

11 septembre 2017

[…] Je viens de publier dans le n°11900 d’Enerpresse, un article qui propose une feuille de route pour le nucléaire. Cette proposition vise à sortir de l’impasse dans laquelle la politique énergétique française est aujourd’hui engluée… lire […]

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1. PH
  
  5 octobre 2017
  
  En gros, vous voulez fermer des moyens de production à 33€/MWh pour en placer à 85 €/MWh. Si on passe sur le fait que l’éolien-PV ne permet de fermer aucun moyen pilotable, on arrive à un surcoût 5,2 milliards d’euros par an pour plus de CO2, puisque le nucléaire émet le moins de CO2.
  
  Tout ce que vous voulez installer : éolien terrestre, éolien marin et centrale solaire soulève l’opposition des populations.
  
  Vous avez écrit Le plein s’il vous plait, où vous inquiétiez de la disponibilité en hydrocarbures, et là vous ne parlez que de fermer des centrales alors qu’il faut électrifier le parc automobile.
  
  Pourquoi attendre 2025, lorsqu’on a prévu la crise pétrolière avant ?
2. I. Lucas
  
  26 octobre 2017
  
  @ Grandjean
  le problème du backup n’est pas dans le rythme de fermeture du nucléaire d’EDF, mais dans la puissance fermée.
  La puissance garantie sur le marché des capacité = 17% de la puissance éolienne installée « actuellement »
  mais ce taux décroit avec la puissance installé et la puissance maximale garantie de l’éolien est d’environ 7 GW
  Ce qui m’a fait dire que la France n’a pas de problème « actuellement » alors que l’Allemagne rentre dans la zone à problème.
  Par ailleurs, il faudra être très prudent sur la possibilité de « demand response » ; l’ADEME dans son exercice 100% ENR y a massivement recours « à un coût nul »!
  Le retour d’expérience des expérimentations qui ont eu lieu montre qu’il n’y a pas de modèle économique, paur la « demand response » avec les valorisation des marchés actuels tant de l’énergie que de la capacité.
  Même les STEPS existant et amortis ont une exploitation déficitaire.
  Pour les particuliers, l’écart entre le prix Heures Pleines et le prix Heures creuses a été divisé par 2
  Croire qu’en divisant les incitations par 2 qu’on va développer les réseaux électriques intelligents est une vue de l’esprit.
Rémi

20 septembre 2017

Comment se fait-il qu’on prenne pour cout de référence de l’EPR les 110 ou 120€/MWh (cad la garantie du gouvernement britannique pour Hinckley Point, qui a bien du y trouver son intéret), sans s’interroger sur comment se forme un prix pareil ?
Un tel prix doit surement couvrir du risque, un très haut niveau de rémunération du capital etc…

Car j’essaye de mettre ce prix en rapport avec l’investissement et je n’y arrive pas
Admettons par exemple, que la production d’un EPR de 1650MW, fonctionnant à 80% chaque année, soit 1650x365x24x0.8 = 11.5 million de MWh.
Considérons que le cout de fonctionnement et d’investissement ultérieur soit les 35€/MWh du parc existant (qui inclue pourtant les investissement de jouvence et de grand carrénage d’après la note), et que ce qui est au dessus est un « profit » pour rémunérer l’investissement initial soit 110-35=75€/MWh. Il y a donc un profit annuel de 11.5*75 = 867 Millions d’euros, soit 8.26% chaque année de l’investissement initial.
Cela est juste énorme, et encore j’ai pris des hypothèses pessimiste (y a-t-il de la littérature qui indique ce que sera le cout de fonctionnement de l’EPR au delà de l’investissement ?)
Si on prends 12 Milliards d’euros comme investissement initial (pour tenir compte des frais financier de retard etc…), on est toujours à 7.2% de rentabilité.

Si on calcule dans l’autre sens avec un taux d’intérêt de 5% comme cela est fait pour l’éolien terrestre et le solaire PV dans la note, et qu’on considère qu’il faut avoir « rembourser le prêt » en 60 ans, alors chaque annuité représente 6.2% soit 650 Millions d’euros soit 56€/MWh (et si on prenait un taux de 1% raisonnable dans une optique de lutte contre le changement climatique, et cela mérite d’être fait aussi pour les renouvelables, alors, c’est 20€/MWh)

Bref, est-ce l’EPR qui n’est pas rentable…. ou la finance, quand il s’agit d’un investissement d’aussi long terme ?

Répondre
1. DELATTRE
  
  20 septembre 2017
  
  Ou est la dépréciation de l’investiseement initial ?
  Et le calcul doit être annualisé en intégrant un coût financier qui est loin d’être nul. Notamment sur la période de construction. En admettant un taux à 2% pour le ‘construction finance’ et un débours propotionnel de 0 à 100% sur une période de 5 ans on a déjà la modique somme de 525 millions qui se sont ajoutés avant même de produire le pemier kwh.
2. Rémi
  
  21 septembre 2017
  
  @DELATTRE, je ne suis pas expert financier, je n’utilise pas forcément les bons termes, mais je pense que vous n’avez pas bien lu mon message
  – pour la construction finance, j’ai pris une variante avec un investissement supposé de 12 Milliards d’euros (donc 10.5 Md€ de travaux, et 1.5 Md€ de frais financier)
  – Mon calcul est bien « actualisé » (annualisé ? c’est vraiment le terme que vous vouliez utiliser ?) puisque j’ai pris un taux de 5%
  – Et dans le calcul d’un « remboursement en 60 ans », avec un taux d’intérêt, il y a bien une dépréciation (en 60 ans) de l’investissement initial
3. DELATTRE
  
  21 septembre 2017
  
  Non la depreciation ne peut se faire en 60 ans. Ni comptablement ni sur un plan purement financier. En admettant un financement type 5/95 (5% d’apport en fonds propre) et en utilisant des règles comptables classiques de l’économie de marché on doit déprecier l’actif immobilier en 30 max et tout ce qui est machines en moins de 10 ans. En admettant des règles un peu particulières pour le nucléaire, on ira pas je pense au-delà de 30 ans.
4. Rémi
  
  21 septembre 2017
  
  avec un taux de 5%, cela ne change de toute façon pas grand chose 30 ans ou 60 ans
  
  Mais si le calcul est fait sur 30 ans, alors dans la comparaison entre EPR et autre chose, il faut considérer qu’au delà de 30 ans, on en aura pour 30 années d’électricité très bon marché : ça n’est quand même pas rien !! (même si le décider aujourd’hui, avec un taux d’actualisation de 5%, cela fait compter pour très peu ce qui se passera dans 30 ans…. et c’est bien dommage).
  
  En tout cas, vous confirmez que pour arriver à un prix de 110€/MWh, on enrichit juste la finance et le projet se rembourse vite
Delattre

21 septembre 2017

N’oubliez pas. que les coûts de. démantèlement restent une inconnue de taille. Si EDF était riche ça se saurait…. Tellement vrai que la tendance n’est pas de démanteler mais de garder l’enveloppe pour tout refaire à l’intérieur. Le grand carénage n’est pas une idée ‘smart’ mais une imposition factuelle du fait de la pauvreté dEDF aujourd’hui.

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1. Rémi
  
  22 septembre 2017
  
  Ok, stop, vous jouez l’anguille en changeant de sujet, c’est typique des anti-nucléaire et ce débat a déjà eu lieu. Je ne suis pas là pour jouer au théâtre ou un jeu d’acteur, mais pour comprendre.
  
  Je constate juste que vous ne répondez pas à mon point. Au prix vendu du kWh de l’EPR, les gens qui l’auront financé vont se faire beaucoup beaucoup beaucoup d’argent
  
  Et pour ce qui est du démantèlement, si le réacteur dure 60 ans et qu’il est remboursé en 30 ans, alors il y a 30 ans pour provisionner les sommes de son démantèlement
  (et la note de l’article indique que les couts de démantèlement sont inclus dans les 35€/MWh)
Christophe

29 septembre 2017

Des que l’éolien devient significatif, il lui faut un back up au gaz et çela pour au moins 70% du temps en moyenne. Donc ce n’est plus un back up, c’est le contraire. L’éolien devient le back up du gaz. Et l’on produit du c02 certes en réduisant l’impact du gaz de 30% mais on produit toujours du co2!
C’est votre raisonnement de base qui est faux. Et les termes employés sont trompeurs

Répondre
gerard grunblatt

8 octobre 2017

vous ecrivez « Insistons ici sur le fait qu’à cet horizon et une pénétration des ENR non pilotables nettement
inférieure à 25 % de la production, le gestionnaire de réseau RTE n’aura pas de difficulté à assurer l’équilibre
offre-demande même pendant la pointe hivernale et ce même avec, au niveau français comme européen, une
baisse des capacités installées en centrales au charbon (donc avec une baisse des émissions de CO2) »
les marges de capacités lors des pointes hivernales de
consommation sont en voie rapide de réduction : environ 5 GW de grandes centrales au fioul sont en cours (très
avancé) d’arrêt définitif, alors qu’elles étaient utilisées depuis plusieurs années pour alimenter le réseau lors des
pointes de consommation. D’autre part, Nicolas Hulot a fixé comme objectif l’arrêt des centrales au charbon d’ici
2022, ce qui est une excellente chose pour le climat. Mais cela va supprimer 3 GW supplémentaires de puissance
pilotable. Bilan : – 8 GW en 2022 par rapport à la situation de l’année dernière. C’est tout sauf négligeable et cela
va diminuer considérablement les marges de sécurité, qui pourront devenir négatives. L’ENTSO-E (qui regroupe
les gestionnaires de réseaux, homologues de RTE, de 34 pays européens) pointe précisément des risques élevés
de défaillance du réseau français à cette époque.
Et il ne faudra pas compter sur le secours de l’Allemagne (le seul pays européen ayant des capacités importantes
d’exportation, en dehors de la France) car elle aura fermé d’ici là ses derniers 8 GW de nucléaire et quelques
centrales au charbon devenues obsolètes. Les quatre gestionnaires des réseaux allemands (Tennet, Amprion,
TransnetBW et 50Hertz) ont d’ailleurs publié en mars 2017 une étude qui montre que les marges sur le réseau
allemand devraient devenir négatives après 2021. Et selon le régulateur allemand des réseaux (BNetzA) 3,5 GW
de centrales conventionnelles, principalement au gaz, devraient être construites avant 2019 pour faire face à la
situation ! Ajoutons pour terminer qu’au mois de janvier dernier, l’Allemagne a connu un épisode sans vent de
plus de 10 jours et a frôlé le black-out à plusieurs moments…
La sécurité des réseaux français, allemands et donc européens (ces deux pays étant largement dominants) lors
des pointes de consommation est donc en passe de devenir un sujet majeur dans les quelques années à venir.
Le BILAN PRÉVISIONNEL 2017 de RTE sur l’équilibre offre-demande d’électricité en France, à paraître d’ici la fin
de l’année, devrait logiquement en prendre acte clairement et en tirer les conséquences.

Répondre
1. Alain Grandjean
  
  8 octobre 2017
  
  @gerardgrunblatt; bonjour et merci pour ces précisions, nous sommes bien d’accord qu’il faut faire très attention à l’équilibre offre-demande à court terme. Je ne crois pas avoir dit le contraire et d’ailleurs c’est un point que je mets très souvent en avant. En effet au début de la décennie 2020, du fait des déclassements envisagés (charbon en France et peut-être en allemagne et nuc en Allemagne) on pourrait être tendu si on fait décroitre trop vite le nuc; en France un seul moyen fossile sera probablement installé, la CCG de Landivisiau .
  RTE étudie en ce moment le sujet et va sortir prochainement les conclusions (dont je pense qu’elles seront pour le moins prudentes et que le gvt en tiendra compte…). Mais mon propos visait l’ensemble de la décennie 2020; or on aura installé également et on continuera à installer chaque année d’une part des enr et d’autre part des moyens de gestion de la flexibilité (cf http://www.rte-france.com/sites/default/files/rei_synthese_2017.pdf
  http://www.rte-france.com/sites/default/files/rei_abrege_2017.pdf). Il me parait clair qu’on pourra alors gérer convenablement la déconstruction de centrales nuc (si on le fait de manière raisonnée ce qui est ma proposition), la montée en puissance des enr non pilotables en face de besoins de conso d’élec dont on verra comment ils se comportent (à mon sens ils vont baisser doucement mais on le saura bien mieux dans 5 à 10 ans). On pourra construire un scénario qui passe, et je continue à penser que le pb ne sera pas celui de la gestion de la variabilité des enr représentant moins de 25% de la production. Ce qui ne veut pas dire que la question de l’équilibre offre-demande ne soit pas un point de vigilance essentiel.
  Enfin j’aimerais insister sur l’intéret de discuter de la nécessité d’avoir un réseau qui répond à la demande tout le temps sauf 3 heures par an en moyenne (ce qui est la règle actuellement pour RTE). Si je suis bien informé la puissance nécessaire est tres sensible à ce paramètre (en ordre de grandeur, autour de cet objectif, il faut 1GW par heure en plus ou en moins selon qu’on passe à 2H ou à 4 H). L’enjeu majeur (qui est d’ailleurs au coeur de l’étude RTE c’est à mon avis de mettre en place des tarifs et des outils d’information qui permettent de gérer les tensions en cas de besoin par moins de demande de puissance et non par plus d’offre de puissance).
  ce sujet va revenir sur la table, j’en suis convaincu. Bien à vous. AG
Nico

8 octobre 2017

Vos coûts « instrinsèques » sont plus ou moins en phase avec le coût des parcs récemment mis en fonctionnement, mais ils sont beaucoup trop élevés en regard des commandes passées aujourd’hui pour les machines qui équiperont les parcs des toutes prochaines années. D’après les dernier appels d’offres européens, pour des parcs qui se construiront d’ici 2 à 3 ans, on est à environ 40 €/MWh pour l’éolien terrestre et le PV sol, et à environ 55 €/MWh pour l’éolien offshore. (contrairement aux appels d’offres réalisés dans d’autres pays, les appels d’offre français incluent le coût de raccordement et le coût d’une bonne partie du renforcement du réseau local).

Et ça baisse tellement vite, si bien qu’à l’horizon 2025 il est raisonnable de tabler sur du PV à 25 €/MWh en sortie de parc, voire moins.

A ces niveaux de coût les arguments pour maintenir sous perfusion notre filière nucléaire fondent très très vite. Je suis d’accord avec le fait que changer radicalement du jour au lendemain (soit en une décennie ou deux) de mix électrique ça n’est pas évident du tout, d’autant plus que beaucoup d’acteurs clés trainent les pieds, mais malgré les difficultés je parie sur un bouleversement beaucoup plus rapide que ce à quoi tous les expert s’attendent (par exemple je prends les paris qu’avant 2035 la majorité des pays de l’EU auront un approvisionnement élec à 95% renouvelable). Au final le manque flagrant d’anticipation de nos gouvernants nous fera vraisemblablement gaspiller des sommes astronomiques par rapport à ce qu’aurait été la trajectoire optimale, mais avec une prod à 25 €/MWh en sortie de parc je ne m’en fait pas trop on aura beau continuer à faire un peu n’importe quoi les prix finaux de l’élec ne devraient pas trop augmenter. (en vrai je suis rarement optimiste mais il faut avouer que la vitesse à laquelle s’effondrent les coûts de l’éolien et du PV est juste sidérante).

Répondre
1. bertrand cassoret
  
  8 octobre 2017
  
  Bonjour Nico (et les autres)
  Je pense qu’il ne s’agit pas que d’un problème d’argent mais aussi de physique.
  La question est de savoir si l’on pourra fournir assez de puissance lors des pointes de consommation en remplaçant des centrales pilotables par des moyens dont la production dépend de la meteo.
  Actuellement l’éolien et le solaire ne viennent pas à la place de, mais en plus des autres moyens et représentent donc un surcout environnemental et financier pour la collectivité (la CSPE en témoigne).
  Pour éviter cela il faudrait sans doute davantage d’effacements/reports de consommation contraignants à mettre en place, et/ou du stockage compliqué techniquement et cher.
  Une modélisation des production-consommation-échanges-reports-stockage à l’échelle européenne me parait nécessaire. Je ne connais que celle de A Burtin et V Silva du service Recherche et Développement d’EDF
  portant sur 60 % d’électricité renouvelable en Europe, dont 40 % d’éolien et de solaire «Technical and economic analysis of the European system with 60 % RES « .
  Elle conclue qu’il faudrait quasiment disposer en centrales électriques pilotables de la même puissance que celle dont on dispose en renouvelables intermittentes. Un des auteurs de l’étude, Alain Burtin, déclarait en 2015 : « Sur une même journée à l’échelle de l’Europe, en fonction des conditions climatiques, on constate une variabilité de la production éolienne et photovoltaïque de l’ordre de 50 % de la demande européenne. Dans ces conditions, pour satisfaire la demande, la flexibilité de la demande et du stockage ne peuvent pas remplacer les moyens de production conventionnels. Ainsi malgré le développement de 700 GW d’ENR variables, la capacité installée conventionnelle nécessaire ne varie pas significativement dans le scénario par rapport à la puissance actuelle » ; il serait nécessaire « de disposer d’une capacité de production conventionnelle d’environ 500 GW en complément pour assurer la sécurité d’alimentation du réseau européen ». Donc cette étude affirme que, même sur une vaste zone géographique favorable au foisonnement, l’éolien et le solaire viennent essentiellement en plus et non à la place des centrales de production existantes. Elle montre également qu’au niveau européen un tel déploiement d’énergies renouvelables permettrait de
  faire descendre les émissions européennes de CO2 par kWh à un niveau proche du niveau français actuel.
  Cordialement
2. Nico
  
  8 octobre 2017
  
  Bonjour Bertrand,
  
  on est d’accord, il y a un très très gros obstacle a passer, c’est la dizaine de jour consécutifs par an pendant laquelle statistiquement il y aura très peu de vent et de soleil. Je pense que les consommateurs seront ok pour faire un petit effort d’une semaine tous les 10 (ou 20) ans de manière à passer le trou de production décennal (ou vingtennal) tranquille, mais je doute qu’un effort annuel soit vraiment envisageable.
  
  Mais c’est grosso modo le sens de ce que je disais, même si on optimise tout avec les pieds, en faisant un peu n’importe quoi, le fait d’avoir une production à 25 €/Mwh ça change tout – on peut par exemple faire un parc renouvelable exagérément surdimensionné avec plein d’énergie « gaspillée », dans ce cas avec quelques STEP supplémentaires, un peu de gestion de la demande, et un résidu marginal de gaz ça passe. En vrai le raisonnement est déjà presque valable avec de l’éolien à 40 €/MWh, d’autant que les nouvelles technologies éoliennes deviennent bcp bcp plus performantes que les anciennes sur les vents faibles, et à terme il serait facile d’aller encore plus dans ce sens quitte à désoptimiser pour les vents plus forts.
  
  En dehors du passage de ce trou de production annuel pour moi il n’y a pas d’autres sujets vraiment problématiques, mise à part peut-être la question de comment on remplace l’inertie apportée par les machines synchrones.
  
  (au passage je n’ai toujours pas compris ce qui était reproché au scénario de l’Ademe, bcp de gens le considèrent peu crédible alors qu’objectivement il n’est pas si biaisé que ça ; le plus gros biais c’est l’énorme surestimation des coût de production renouvelable (65 €/MWh en sortie de parc en 2050), à côté de ça ils ont sans doute surestimé un peu le potentiel des STEP, mais d’un autre côté ils n’ont pas pris en compte l’effacement industriel ; ceux qui reprochent le raisonnement heure par heure n’ont pas compris que c’était suffisant car encore une fois le seul vrai gros problème à surmonter c’est un déficit de kwh à l’échelle d’une semaine, tout ce qui est infra horaire sera assez facilement gérable avec un parc renouvelable on le sait déjà avec certitude).
  
  (encore une fois je ne dit pas que c’est si facile que ça mais on a quand même une floppée d’ingénieurs qui travaillent à temps plein sur la transformation du système franchement c’est largement faisable si ces gens s’y mettent vraiment).
  
  (dernière chose, à mon sens la trajectoire optimale passe par un énorme travail sur les STEP (y compris souterraines), dès que possible, histoire de voir ce qu’on est capable de faire, sous quels délais et à quels coûts. Sauf que c’est pas super sexy alors personne ne s’y intéresse, on préfère parler hydrogène).
Alain Grandjean et la fable de la grenouille dans l’eau chaude | Idées reçues sur l'énergie

10 octobre 2017

[…] https://alaingrandjean.fr/2017/09/06/feuille-de-route-nucleaire/ […]

Répondre
1. nico
  
  11 octobre 2017
  
  Les hypothèses que vous et vos amis de Sauvons le Climat défendez, c’est donc entre autres du PV à 1800 €/kW et de l’éolien à 1500 €/kW ? Comment voulez vous qu’on vous prenne au sérieux ?
2. Jean Babinet
  
  24 octobre 2017
  
  @nico
  Je vous cite « Les hypothèses que vous et vos amis de Sauvons le Climat défendez, c’est donc entre autres du PV à 1800 €/kW et de l’éolien à 1500 €/kW ? Comment voulez vous qu’on vous prenne au sérieux ? »
  Je réponds:
  Les hypothèses que vous et vos amis de EELV défendez, c’est donc entre autres du PV à 18 €/kW et de l’éolien à 15 €/kW ? Comment voulez vous qu’on vous prenne au sérieux? »
  Vos hypothèse sur un nucléaire à 120€ le MWh sont tout aussi absurdes quand EDF a réussi à vendre à Inkley Point du MWh à 95€ avec une marge conséquente.
  Et comme d’habitude, vous ne prenez pas en compte le coût réel du PV et éolien, mais un coût factice consistant à diviser l’amortissement +entretien par la totalité de la production, comme s’il était possible de tout consommer.
  Je donne souvent l’exemple suivant : Si vous avez une source d’eau chez vous, qui produit 365 m³ d’eau par an et qui vous coûte 365€ par an, le m³ vous coûterait donc 1€ ? Même si certains jours vous consommez 10 fois mois que la production de la source et d’autres trois fois plus en tirant sur le réseau, avec une moyenne d’un m³ par jour? Il ne faut pas être bien futé pour comprendre qu’une ressource qui n’est pas disponible en fonction de la demande ne vaut pas grand-chose !
  Quant à votre mauvaise idée d’utiliser des STEP, renseignez-vous. Seuls quelques % des barrages sont equipables en retenue basse. Soit au mieux 2 pour mille de l’électricité française !
  La seule compensation possible, ce sont les fossiles ! Plus il y aura de PV et d’éolien, plus on émettra de CO2. Pour un prix astronomique.
  Cdt
  Jean Babinet
3. nico
  
  25 octobre 2017
  
  @jean Babinet
  
  Pour l’éolien et le PV la seule vérité c’est celle qui sort des appels d’offre les plus récents : c’est-à-dire, en Europe, 40 €/MWh en sortie de parc (pour des parcs qui se construiront d’ici ~3 ans), à peine plus pour pour le PV au nord de l’europe et pour l’éolien offshore. Avec vos hypothèses vous arrivez à un coût au MWh 3 fois supérieur voire davantage. ça n’est pas sérieux.
  
  J’en profite pour faire remarquer que le coût en €/MW ne devrait plus être utilisé car il est très variable (il dépend de l’ »efficacité » de l’installation ; par exemple du PV dont le rendement est ~10 % coûte ~2 fois moins cher en €/MW que du PV dont le rendement est ~20%) et par ailleurs on ne dispose d’aucune information publique fiable dessus ; a contrario, le coût en €/MWh est stable quel que soit l’efficacité de l’installation, et il est très bien documenté grâce aux appels d’offres.
  
  Pour Hinkley Point EDF ne recevra pas 95 € mais ~120 €/MWh en moyenne sur la durée de fonctionnement (en prenant en compte l’indexation sur l’inflation et, semble-t-il, sur la valeur de la livre). Pourtant à ce tarif, chez EDF, tous les syndicats se sont opposés, le directeur financier a démissionné, car ils jugeaient le risque financier trop important (autrement dit pour eux le tarif n’est pas suffisamment élevé).
  
  A contrario à 40 €/MWh en Espagne ou en Allemagne, les producteurs éoliens et PV se précipitent sur les appels d’offre, signe que leurs perspectives de profit sont élevées malgré des prix aussi bas.
  
  Bref. Renseignez vous un peu plus sérieusement, tout ça change très vite et vous continuez de débattre avec des infos périmées depuis 10 ans, ça ne rime à rien.
  
  Et je ne nie pas que l’intermittence soit un gros pb, mais de là à croire que ça triple le coût de production constaté en sortie de parc, c’est grotesque. Pour rappel l’Ademe a calculé un surcoût de ~20 €/MWh lié au stockage dans un parc 100% ENR, avec des hypothèses défavorables, dans le sens notamment où leurs coûts de stockage de 2050 sont presque égaux à ceux que l’on calculerait avec les technos de stockage actuelles, en dépit des progrès rapidissimes que l’on observe dans le domaine ; sans même parler de l’absence de prise en compte par l’Ademe de toute flexibilité industrielle, de l’absence de prise en compte des progrès sur l’efficacité éolienne par vent faible, etc, etc.
4. Rémi
  
  25 octobre 2017
  
  @Nico, je ne sais pas si vous vous rendez compte à quel point votre dernier commentaire (du 25 Octobre) vous décrédibilise…
  « le coût en €/MW ne devrait plus être utilisé car il est très variable (il dépend de l’ »efficacité » de l’installation ; par exemple du PV dont le rendement est ~10 % coûte ~2 fois moins cher en €/MW que du PV dont le rendement est ~20%) et par ailleurs on ne dispose d’aucune information publique fiable dessus ; a contrario, le coût en €/MWh est stable quel que soit l’efficacité de l’installation, et il est très bien documenté grâce aux appels d’offres. »
  ==> C’est du grand n’importe quoi ! Le cout en €/MW, il représente le cout des machines, et ensuite, c’est selon l’endroit où vous posez ces machines (sachant que selon les endroits, la pose peut être plus ou moins facile) qu’elles seront + ou – arrosées de vent et de soleil, d’où il s’en suivra un taux de charge, donc une production en MWh… et de facto le cout du MWh est beaucoup + volatile !
  
  Pour Hinckley point, le tarif n’est pas garanti sur la durée de vie de l’installation, mais seulement les 1eres décennies, et rappelons qu’en contrepartie, il y a la garantie d’une fourniture de courant, à un tarif défini. Le gouvernement britannique serait-il à ce point irrationel de subventionner une multinationale étrangère ?
  A ce tarif, pour EDF, la rentabilité attendue est de 7-8%
  
  Et encore une fois, ce cout est celui d’un prototype. Pour l’EPR NP, EDF vise un cout de 60€/MWh
  
  Vous annoncez pour les ENR des tarifs de 40€/MWh et que les chiffres de vos contradicteur ne seraient pas sérieux : expliquez nous alors pourquoi tous les pays qui ont beaucoup + d’ENR que nous (hors hydraulique) ont une électricité beaucoup plus chère que la notre ?
  De toute façon, même à 40€/MWh, c’est + cher que le « cout cash » du nucléaire historique (32-33€/MWh), donc il n’y a pas d’intérêt à fermer par anticipation des centrales nucléaires.
  
  Expliquez nous pourquoi si le tarif des ENR est d’évidence si bas, pourquoi il y a besoin d’une énorme contribution de la CSPE en France, pourquoi il y a un mécanisme similaire en Allemagne ?
  
  Etes vous sur que ce n’est pas vous qui débattez avec des infos périmées d’il y a 10 ans, croyant aujourd’hui que les prophéties de baisse foudroyante des prix se sont bien réalisées (si on met de coté l’effet délocalisation, en êtes vous certains) ? Si on raisonne en terme physique et non monétaire, êtes vous certains qu’il y a eu une baisse foudroyante du nombre d’heure de travail humain, et de ressource naturelles, nécessaire à la production d’un MWh d’ENR ?
  La raréfaction des ressources, ça vous préoccupe ? A défaut d’évoquer la faisabilité même des scénarios ENR (=y a-t-il assez de ressource sur terre pour ça), vous ne pensez pas qu’il y aura à l’avenir de la tension sur le cout des machines ENR ?
  
  Quant au stockage à 20€/MWh, vous pouvez nous dire quelle est la technologie miracle, disponible dans les quantités suffisantes d’un scénario 100% ENR, qui permet d’en arriver à un tarif si faible ? Et où sont les progrès rapidissimes ?
5. nico
  
  25 octobre 2017
  
  @remi
  
  …… je ne sais pas si vous faites semblant ou non de ne pas comprendre ce que j’écris.
  
  L’ « efficacité » dont je parle n’a rien à voir avec le site, que ce soit pour l’éolien ou le PV, on peut avoir au même prix une installation de 6 MW qui coûte le même prix qu’une installation de 4 MW, avec des caractéristiques différentes qui font que le facteur de charge moyen de la première sera ~1,5 fois plus faible que le facteur de charge moyen de la seconde, à site égal. Le coût au MW est très différent mais le coût au MWh est sensiblement le même. (J’avais pourtant donné un exemple très clair, le rendement d’une installation PV est une caractéristique intrinsèque, indépendante du site, de l’ensoleillement, etc …). Il est bien évident que selon le site le coût au MWh varie, même si sur les appels d’offres allemands et surtout espagnols on constate une très grande homogénéité (3 GW au même tarif de 40 €/MWh disséminés partout en Espagne).
  
  Je me répète une énième fois : les coûts de l’éolien et du PV se sont écroulés ces dernières années. Ils étaient assez élevés, d’où un impact non négligeable sur la CSPE et chez les pays précurseurs, mais là je parle des coûts actuels pas des coûts passés. Vous avez d’autres sophismes sous la main, ou bien ?
  
  Le coût à 33€/MWh pour du nucléaire rénové post 40 ans perso je n’y crois pas une seconde, cf le rapport de la cour des comptes, on est plutôt vers les 50 €/MWh, à supposer que tout se passe très bien, que les prévisions de coût sont respectées (et l’expérience tend à indiquer que ce scénario est peu crédible).
  
  L’EPR à 60 €/MWh c’est hautement spéculatif, je me base sur des faits et pour le moment aucun constructeur mondial ne descend sous 100 €/MWh avec les nouvelles normes de sûreté (si ce n’est pas 120 ou 130 €/MWh). La rentabilité d’hinkley point personne ne la connait, et le faits montrent qu’à 120 €/MWh ce projet est infiniment plus risqué que de l’éolien à 40€/Mwh en Espagne sur lequel tout le monde se précipite.
  
  Qques liens sur les appels d’offres espagnol : https://windeurope.org/newsroom/press-releases/spain-returns-to-wind-energy-with-record-low-prices/
  https://www.pv-tech.org/news/spain-renewables-auction-progress-but-solar-industry-decries-impartiality
  (en résumé un premier appel d’offre a eu lieu limité à 3 GW avec prix plancher à 43 €/MWh ; le résultat c’est que ~5 GW de projets ont candidaté au prix plancher, et 2 Gw – principalement du PV – ont été exclus sur un critère bidon (facteur de charge moyen) ; devant la grogne des producteurs PV qui se sont insurgés contre ce prix plancher – qui les a exclu car ils ne pouvaient pas descendre en dessous, l’Espagne a finalement validé ces projets mais sans tarif d’achat garanti (ils vendront au prix de marché et ça leur convient très bien).
  
  Du pv sans subvention au … Royaume Uni : https://www.solarpowerportal.co.uk/blogs/inside_clay_hill_the_uks_first_subsidy_free_solar_farm
  
  De l’éolien à 43 €/MWh en Allemagne : https://montel.no/StartPage/SubPage.aspx?id=819290
  
  (et du PV à 15 €/MWh en Arabie Saoudite !! (par EDF svp) https://www.bloomberg.com/news/articles/2017-10-03/saudi-arabia-gets-cheapest-ever-bids-for-solar-power-in-auction)
6. nico
  
  25 octobre 2017
  
  @remi
  
  vous n’avez pas compris ce que j’écris.
  Si je vous rappelle que le rendement d’une installation PV c’est une caractéristique intrinsèque qui ne dépend pas du site ni de l’ensoleillement vous comprenez mieux ? Bien sûr que le coût au MWh dépend du site je n’ai jamais prétendu le contraire ; même si dans les derniers appels en Allemagne et en espagne on a eu presque 6 GW d’éolien et de PV disséminés un peu partout qui ont tous proposé quasi le même tarif à ~43€/Mwh. Pourtant ces installations ont des coût au MW très différent, sauf que le facteur de charge attendu est inversement proportionnel au cout au MW d’où un coût au MWh très similaire au final.
  
  Les coûts éoliens et PV étaient élevé par le passé, d’où un impact effectivement significatif sur les factures des pays précurseurs, mais je parle des coûts actuels là pas des coûts passés …… ne faites pas semblant de ne pas comprendre.
  
  pour le nuke rénové 33/MWh je n’y crois pas trop, il me semble que la cour des comptes dit ~50€/Mwh (coût des travaux pour prolonger >40 ans + coûts d’exploitation) si tout se passe très bien et que les coûts prévisionnels n’explosent pas (l’expérience montre qu’il en sera sans doute autrement).
  
  60 €/Mwh pour l’EPR personne n’y croit, aucun constructeur ne descend sous les 100, voire 120 €/MWh aujourd’hui avec les nvelles normes de sureté. Hinkley Point n’est pas un prototype ni même vraiment une tête de série.
  
  La pénurie de matériaux c’est un argument bidon voire ce que j’écris plus bas : » Quant au possible déficit de matériaux c’est une vaste blague, éolien et PV ne sont pas plus intenses en matériaux rares que n’importe quel autre moyen de prod. ça sera peut être un pb le futur le dira mais enr ou nuke ça ne change rien de ce point de vue.
  
  L’argument des terres rares soit disant indispensables aux ENR, tellement indispensables que la grande majorité des installations PV et éoliennes n’en intègrent pas. Bref. »
7. Rémi
  
  26 octobre 2017
  
  Ah non, effectivement, je n’ai pas compris ce que vous avez écrit
  « Si je vous rappelle que le rendement d’une installation PV c’est une caractéristique intrinsèque qui ne dépend pas du site ni de l’ensoleillement vous comprenez mieux ? »
  C’est comme si vous me disiez que « 1+1=3, vous comprenez mieux » ?
  
  que voulez vous dire ? Qu’il y a du PV qui a ensoleillement égal peut fournir une puissance 2 fois supérieure à d’autre PV, mais qu’en général, il coute aussi 2 fois + cher ?
  Eh bien dans ce cas, il faut introduire une notion de cout au MW moyen pour harmoniser
  Mais il y aura toujours un facteur sur lequel vous ne pouvez pas jouer, c’est le gisement en soleil et vent, et dont il résultera un facteur de charge sur ce MW moyen
  
  Donc les derniers appels seraient à ~43€/MWh. C’est curieux, je n’ai encore jamais rien lu de tel, et vous ne donnez aucune source. Même l’idéologue ADEME n’avance rien de tel…. et si c’était si évident, on se demande bien qu’est-ce qui peut bien freiner qui que ce soit, et pourquoi il y aurait une telle inquiétude en Allemagne sur le cout à venir de cette transition énergétique (et pourquoi l’Allemagne a ressenti le besoin d’augmenter ses capacités fossiles !). Car à ce tarif là, on peut gaspiller l’énergie, se suréquiper pour ne pas trop avoir besoin de stocker (mais vu vos faibles couts de stockage, on se demande même pourquoi, tellement ça à l’air facile. Mais nul doute que c’est la faute au lobby nucléaire hein)
  
  »
  Les coûts éoliens et PV étaient élevé par le passé, d’où un impact effectivement significatif sur les factures des pays précurseurs, mais je parle des coûts actuels là pas des coûts passés …… ne faites pas semblant de ne pas comprendre. »
  ==> et ça c’est un raisonnement qu’il vous est impossible de faire sur le nouveau nucléaire ? Quand il sera un peu moins nouveau, ça sera moins risqué et + prévisible de faire les nouvelles centrales. D’ailleurs les EPR chinois sont moins chers que les occidentaux. Et puis au passage, la baisse de cout des ENR, quelle part lié aux délocalisations ? Curieusement, vous êtes resté bien silencieux sur ce sujet. Après tout, les romains avait aussi de l’énergie pas chère avec l’esclavage.
  
  « pour le nuke rénové 33/MWh je n’y crois pas trop, il me semble que la cour des comptes dit ~50€/Mwh (coût des travaux pour prolonger >40 ans + coûts d’exploitation) »
  33€/Mwh pour le cout du nucléaire des centrales à venir, oui c’est bien le cas, source Cour des comptes http://www.sfen.org/sites/default/files/public/atoms/files/note_-_les_couts_de_production_du_parc_nucleaire_francais_-_ppe_-_sfen.pdf
  Il s’agit du cout cash, puisqu’il n’y a pas lieu de prendre en compte la construction des centrales existantes puisqu’elles sont déjà construite, ni valoriser leur immobilisation, vu que c’est un actif qui ne peut se vendre à personne. Donc pour juger de l’opportunité de continuer à les faire produire, seul ce cout cash importe (et il inclue les investissements pour continuer à les faire tourner)
  
  De la même façon que pour les éolienne, même si les anciennes éoliennes ont un cout de production élevé, leur cout cash à venir est proche de 0 (juste la maintenance), et il serait débile de les démanteler pour y mettre de nouvelles éoliennes (car une telle décision doit se prendre en comparant le cout cash d’une éolienne actuelle, au cout complet d’une éolienne future).
  
  Donc 33€/MWh, c’est bien le cout du nucléaire à venir des centrales existantes (c’etait 36€ dans le rapport Cour des Comptes, mais il faut en retrancher les plans d’économies annoncé par EDF, tant sur l’exploitation, que sur la rationalisation du projet grand carénage). EDF annonce d’ailleurs 32€/MWh
  
  Le cout de 56€/Mwh, c’est celui incluant un loyer pour les centrales déjà construites, c’est à dire un cout qui a permis à EDF de verser 20 Milliards d’euros de dividendes à l’Etat ces 10 dernières années (un peu l’inverse des ENR qui doivent être subventionnées si vous comprenez ce que je veux dire)
  
  « 60 €/Mwh pour l’EPR personne n’y croit, aucun constructeur ne descend sous les 100, voire 120 €/MWh aujourd’hui avec les nvelles normes de sureté. Hinkley Point n’est pas un prototype ni même vraiment une tête de série. »
  Bien sur que si, c’est un prototype, pour ce pays, qui lui aussi avait perdu l’expertise nucléaire. Pour chaque pays, le 1er nouveau réacteur fera toujours fasse à des déboires.
  Mais la conception du réacteur et la façon de le réaliser, avec les retours d’expérience, va désormais pouvoir être revu. Il n’y a aucune raison que ce qui s’est passé avec le nucléaire historique (le cout au MW de chaque nouvelle tranche installée diminuait, malgré un cout horaire du travail et des matériaux qui augmentait), ne se reproduise pas avec l’EPR
  
  Et puis pour le cout, permettez moi de NE PAS croire les couts que vous avancez pour les ENR. Sans doute les autres pays sont-ils tous très fort, mais pourquoi les appels d’offres des marchés ENR en France ne tourne pas autour de vos prix ?
  Pourquoi le parc de St Brieux de 496MW qui va couter 2.5Md€ et produire 1850GWh/an (avec une dispo de 42%) a-t-il donc un cout, juste pour l’investissement de 67.6€/MWh (en amortissant sur 20 ans) ? On aurait donc commencer par le plus mauvais site ? Tous les suivants seront moins chers ?
  
  QUANT AU PROBLEME DES RESSOURCES NATURELLES
  » Quant au possible déficit de matériaux c’est une vaste blague, éolien et PV ne sont pas plus intenses en matériaux rares que n’importe quel autre moyen de prod. ça sera peut être un pb le futur le dira mais enr ou nuke ça ne change rien de ce point de vue.
  L’argument des terres rares soit disant indispensables aux ENR, tellement indispensables que la grande majorité des installations PV et éoliennes n’en intègrent pas
  »
  Vu le discours, on sait déjà au moins que vous n’êtes pas écologiste. Juste pro-ENR anti-nucleaire, ce qui confirme que cela n’a rien à voir. Donc plutôt que répéter votre propagande, renseignez-vous, le sujet est sérieux
  
  Déjà, il n’y a pas que les matériaux rares, il y a les matériaux tout court
  Pour 1MWh éolien, il faut 12kg de béton et 0.5kg d’acier (15kg, tout matériaux)
  Pour 1MWh nucléaire, il faut 1.2kg de béton et 0.1kg d’acier (et 0.3kg pour le stockage)
  
  Donc ENR et nucleaire, oui cela change beaucoup de ce point de vue ! Et on comprends pourquoi vous préférez balayer la question !!!
  
  Ensuite, les éoliennes, il faut 200 à 600kg de terre rare (soit 6 à 18g/MWh sur 20 ans), ce qui représenterait pour remplacer la production nucléaire française 75 000 à 225 000 tonnes par an (pour vous donner un ordre de grandeur, l’uranium importé sous forme de yellow cake, c’est 10 000 tonnes par an)… donc bonjour l’autonomie énergétique.
  
  Vous affirmez que certaines installations n’ont pas de terre rares. Oui, mais ce sont les installations qui ont peu de rendement qui sont sans terres rares….. Donc à un moment donné, il vous faut choisir, soit vous voulez du PV qui capte le soleil sous les nuages et de l’éolien qui capte les faibles vent ET ALORS VOUS AVEZ BESOIN DE TERRE RARE. Soit vous n’avez pas de terres rares et vous gardez des installations à très faible taux de charges. MAIS VOUS NE POUVEZ PAS JOUER SUR LES 2 TABLEAUX
  
  Eh non, concernant le nucléaire, vu que c’est une énergie très dense, il n’y pas du tout besoin d’autant de terre rare (pour simplifier, il faut une certaine quantité de terre rare, par élément de conversion, et pas du tout dans des quantités proportionnels à la puissance. Donc avec des ENR à faible densité, vous multipliez les éléments de conversion, donc les besoins en terres rares. Avec le nucleaires et seulement 58 réacteur pour assurer toute la puissance, il faut peu d’élément de conversion)
8. nico
  
  26 octobre 2017
  
  Sur les coûts en MW ou MWh, je rappelle que le coeur de mon propos c’est de dire que la seule information fiable dont on dispose publiquement c’est le coût au MWh (via les appels d’offre). Si j’ai parlé de variabilité du coût au MW c’est seulement pour appuyer un peu le raisonnement. Ce qui vous a fait bondir je ne sais pas pourquoi : en soit ça ne casse pas trois pattes à un canard comme information on est d’accord. ça n’en est pas moins véridique.
  
  J’avais cité diverses sources dans un précédent message mais il est passé à la trappe. Voilà donc quelques liens parmi plein d’autres :
  – 3 liens sur les deux appels d’offres consécutifs en Espagne (8 GW au total) (un premier appel d’offre a eu lieu pour 3 GW avec prix plancher à 43 €/MWh ; devant l’excès de candidats à ce prix plancher et la grogne des non retenus ils ont refait un 2e appel d’offres à la suite avec des clauses un peu moins favorables (quasi-revente au prix de marché) pour 5 GW supplémentaires): https://windeurope.org/newsroom/press-releases/spain-returns-to-wind-energy-with-record-low-prices/
  https://www.pv-tech.org/news/spain-renewables-auction-progress-but-solar-industry-decries-impartiality
  https://cleantechnica.com/2017/07/28/spain-awards-4-gw-solar-1-gw-wind-renewables-auction/
  
  De l’éolien à 43 €/MWh en Allemagne : https://montel.no/StartPage/SubPage.aspx?id=819290
  
  Du pv sans subvention au … Royaume Uni : https://www.solarpowerportal.co.uk/blogs/inside_clay_hill_the_uks_first_subsidy_free_solar_farm
  
  (et pour conclure du PV à 15 €/MWh en Arabie Saoudite !! (par EDF !) : https://www.bloomberg.com/news/articles/2017-10-03/saudi-arabia-gets-cheapest-ever-bids-for-solar-power-in-auction) »
  
  etc, etc, etc.
  
  En France les résultats aux appels d’offre sont un peu supérieurs notamment car les producteurs sont davantages mis à contribution pour le financement du renforcement du réseau (par ailleurs les démarches administratives sont plus lourdes et le risque de contentieux plus élevé) : le dernier appel d’offre PV sol grosse puissance en France c’est 55 €/MWh en moyenne (http://www.cre.fr/media/fichiers/publications/appelsoffres/aopvsol-telecharger-le-rapport-de-synthese-version-publique-de-la-deuxieme-periode-de-candidature) . Le tout premier appel d’offre éolien terrestre c’est pour dans qques mois.
  
  S’agissant de l’utilisation des matériaux, il existe à peu près autant de publications dont les conclusions sont favorables au nucléaire que de publications dont les conclusions sont favorables aux renouvelables. En vérité c’est à peu près équivalent en première estimation. Quoi qu’il en soit, aucun matériau n’est utilisé en quantité suffisante pour que, même si on augmentait drastiquement la prod mondiale de PV et d’éolienne, ça ne change quoi que ce soit de significatif aux besoins mondiaux de ce matériau. Bref, je ne dis pas que la possible pénurie de matériau qui s’annonce ne sera pas problématique, je dis juste c’est malhonnête de l’utiliser pour vanter les mérites du nucléaire au détriment des renouvelables.
  
  Sur les terres rares, ce que vous dites est erroné. Les éoliennes qui utilisent des terres rares sont une partie (pas toutes) des éoliennes sans boite de vitesse (celles-ci, dites « direct drive » sont minoritaires sur terre et ultra majoritaires en mer) ; or le principal constructeur d’éoliennes « direct drive » (Enercon) utilise depuis toujours une technologie sans aimant permanent donc sans terre rare.
9. Remi
  
  10 janvier 2018
  
  « S’agissant de l’utilisation des matériaux, il existe à peu près autant de publications dont les conclusions sont favorables au nucléaire que de publications dont les conclusions sont favorables aux renouvelables. En vérité c’est à peu près équivalent en première estimation. »
  Citez ne serait-ce qu’une publication qui expliquerait que le nucléaire fait face à un problème de matériaux
  
  « Quoi qu’il en soit, aucun matériau n’est utilisé en quantité suffisante pour que, même si on augmentait drastiquement la prod mondiale de PV et d’éolienne, ça ne change quoi que ce soit de significatif aux besoins mondiaux de ce matériau »
  Si si, il y a bien des études qui ont expliqué la limite maximale qu’il y aurait en production PV compte tenu des contraintes sur les matériaux
  https://www.connaissancedesenergies.org/la-transition-energetique-face-au-defi-des-metaux-critiques-180108
  
  Par contre, comment expliquez vous, si les prix bas sont à ce point bas…. pourquoi le tarif de l’électricité continue d’augmenter en Allemagne ? Une baisse devrait être prévue si c’était si simple
  Car ce qui est malhonnête est de considérer, que le prix d’une électricité qui se déverse sur le réseau n’importe quand, même quand il n’y en a pas besoin, a la même valeur qu’une électricité qui est là quand il y en a besoin
  Tout comme il est malhonnête de généraliser à tout le système, ce qui ne concerne qu’un seul appel d’offre ici ou là.
  Ou encore de ne pas prendre en compte le biais de l’importation MASSIVE des composants des ENR (auquel cas, il faudrait comparer avec le cout d’un EPR construit par des Chinois par exemple, avec des salaires chinois)
  
  Alors un exercice intéressant :
  Combien d’heure de travail (quitte à pondérer selon que ce soit des heures ouvrieres, maitrise, cadre…) faut il pour 1KWh éolien, PV, nucléaire etc
  Tout compris. Extraction des ressources incluses
  Car le marché ne fait pas tout et ne révèle pas tout. A la fin, c’est toujours du travail humain (et un prélèvement sur la planète considéré comme gratuit)
MR JEAN BABINET

16 octobre 2017

Bonjour Monsieur,
Je suis passionné « contre » le réchauffement climatique, ses causes et ses effets, et les moyens envisageables pour éviter le pire.
J’essaye, pour moi-même, d’extraire un résumé du fond de votre article.
Si j’ai bien compris, vous expliquez que Macron et sont gouvernement se sont engagés à respecter la réduction de 75% à 50% du nucléaire avant 2025, et que, au moins pour des raisons de crédibilité politique, il doit se tenir à cette promesse.
Vous évaluez ensuite la possibilité de tenir cette promesse, tant au niveau pourcentage, que sur l’aspect délai
Pour cela, vous vous basez sur la probabilité raisonnée que la consommation électrique va plutôt rester stable ou augmenter.

Vous faites état, si j’ai bien compris, d’une hausse non négligeable du prix du MWh nucléaire dans le futur, due essentiellement aux grands carénages.
Ensuite, vous mettez en face la baisse de prix probable des « nouvelles ENR », entendez là le photovoltaïque et l’éolien.
Donc, toujours si j’ai bien compris, il s’agirait de compenser la baisse de la part du nucléaire par ces nouvelles ENR.
Et vous montrez que l’on ne peut pas tenir à la fois 2025 et 50%.

Voila mes questions :
1- pourquoi le prix du MWh nuc devrait-il augmenter, alors que je lis des analyses financières qui tendent à montrer que même avec un EPR à Inkley Point coûtant initialement 12G€ et un coût de l’argent important, on arriverait sur 60 ans à un prix de production de moins de 30€/MWh, tout compris ? J’ai bien conscience que les coûts de maintenance augmentent avec le temps à cause de la sécurité, la qualité, et la technologie associée, mais qu’est ce qui pourrait justifier une augmentation sensible, si ce n’est des coûts de grand carénage à la louche ?
2- comment peut on espérer remplacer de l’électricité nucléaire disponible en permanence (en moyenne, sur toutes les tranches) par ces nouvelles ENR à production intermittente et à disponibilité aléatoire ? Cet intermittence aléatoire entraîne un coût réel très très supérieur à celui officiel et factice, (qui n’est jamais que l’amortissement sur TOUTE la production) et sans compter tous les investissements afférents indispensables, comme la refonte entière du réseau, ou la construction de toutes les centrales à gaz à démarrage rapide nécessaire à compenser les arrêts de ces nouvelles ENR. Et aujourd’hui, on noie volontiers ces coûts cachés, pour laisser croire systématiquement que ces nouvelles ENR sont la panacée et l’avenir de notre énergie. Je ne parle volontairement pas d’hydroélectricité, dont le potentiel de croissance est quasi nul, ni de la biomasse ou des biogaz, dont l’utilité est certainement plus dans la génération de chaleur (énergies stockables et transportables).
3- Comment doit-on considérer l’engagement de Macron, qui n’a certainement pas été pris en toute connaissance de cause ? Vous dites vous-même que l’engagement 50% et 2025 est illusoire. Si en plus, cet engagement entraîne une augmentation des émissions de GES, doit-il vraiment s’y tenir, ou un effort de pédagogie pour une autre voie, comme vous le faites si bien à Carbone4, ne serait-il pas préférable ?
Je serais heureux que vous me donniez quelques éléments de réponse.
Bien cordialement
Jean Babinet

Répondre
1. I. Lucas
  
  26 octobre 2017
  
  @ Babinet
  le nucléaire et l’éolien déclenchent toujours des passions!
  
  sur le coût du nucléaire :
  il faut bien distinguer le nucléaire historique du nouveau nucléaire.
  Le coût de 35 ou 33€/MWh indiqué par EDF est un coût « cash » : il indique le prix en dessous duquel EDF commence à perdre de l’argent en décidant le grand carénage.
  Ce n’est pas très loin des prix actuels le revenu de la production nucléaire en 2015 était légèrement supérieur au prix moyen sur le marché et valait 39€/MWh.
  
  Le coût donné par la Cour des Comptes est un coût courant économique (CCE) : la Cour a utilisé des hypothèses qui allaient dans le sens de la hausse des prix : elle trouvait 59€/MWh quand EDF demandait 55€/MWh …
  elle rémunérait (le loyer dans le tableau de la Cour)8 Milliards d’€ par an l’actif net des centrales nucléaires d’EDF alors que la valeur dans les comptes de l’exercice 2010 était de 15 milliards d’€
  Elle a calculé le loyer sur la base des actifs nets comptables, « plus des amortissements déjà réalisés », plus une réévaluation de l’actif pour tenir compte de l’inflation, le tout avec des taux de 8% en monnaie constante : son loyer (20€/MWh) était ainsi multiplié par 4 ; le loyer recalculé est de 20/4=5€/MWh, ce qui conduit à un coût actualisé à 59-20+5=44€/MWh avec un taux à 8%.
  ————–
  Si on regarde les ENR : vous les pénalisez trop!
  Leur production est intermittente.
  Mais la demande électrique n’est pas constante
  On considére en générale la demande dite résiduelle cad la demande finale – la production ENR
  Cette demande résiduelle doit être couverte par une production utilisant le parc hydraulique, nucléaire, ou de centrales à gaz.
  Certains aléas se compensent cela s’appelle le foisonnement.
  Au final l’aléa global n’est pas plus important que l’aléa de la demande seule, tant que la pénétration des ENR ne dépasse pas 20%
Tom V

16 octobre 2017

Bonjour,
Je ne suis pas sûr de comprendre la signification de « 2300 kWh/kW installé ». Cela veut-il dire que les éoliennes terrestres seront en production à plein régime 2300 heures par an, soit une efficacité de… 26% ?
Merci

Répondre
1. nico
  
  24 octobre 2017
  
  C’est ça, une éolienne « normale » produit environ 80-90 % du temps avec une puissance moyenne à l’année égale à environ 25 % de la puissance installée. En contrepartie le coût d’installation au GW d’une éolienne « nouvelle génération » est 4 à 7 fois inférieur à celui d’une centrale nucléaire « nouvelle génération », et de même les coûts de fonctionnement sont très sensiblement inférieurs. D’où, pour les nouvelles installations, un facteur ~3 en sortie de machine entre le coût d’un kWh éolien (~40€/Mwh) et celui d’un kWh nucléaire (~120€/Mwh).
2. Delaurens
  
  29 octobre 2017
  
  C’est avec ce genre de calculs que l’on plante un pays: le coût de production de l’éolien n’a aucune valeur pour une production intermittente. D’une part vous parlez d’un rapport de 3 a 7: comment expliquer un tel ecart? D’autre part quel sera le coût du backup? Comme je n’ai déjà expliqué d’ailleurs, le backup c’est l’éolien, quand l’éolien ne produit que 25% du temps, c’est que son back up produit les 75% du temps, donc c’est bien le coût de l’installation soit disante de back up qui importe et pas le coût de l’éolien cqfd
nico

25 octobre 2017

Quant au possible déficit de matériaux c’est une vaste blague, éolien et PV ne sont pas plus intenses en matériaux rares que n’importe quel autre moyen de prod. ça sera peut être un pb le futur le dira mais enr ou nuke ça ne change rien de ce point de vue.

L’argument des terres rares soit disant indispensables aux ENR, tellement indispensables que la grande majorité des installations PV et éoliennes n’en intègrent pas. Bref.

Répondre
1. nico
  
  25 octobre 2017
  
  Commentaire mal placé dsl, c’était en réponse à une intervention de rémi un peu plus haut
Bertrand CASSORET

27 octobre 2017

Puissance éolienne garantie. D’où viennent les chiffres de 10 et 20% ?

Bonjour
Il est indiqué dans le tableau de la page 15 que l’on peut compter lors des pointes sur 10% de la puissance éolienne installée en terrestre et 20% en maritime. J’aimerai savoir d’où viennent ces chiffres .
Je constate à https://www.energy-charts.de/power.htm?source=conventional&week=38&year=2017 qu’en Allemagne, le 22 septembre à 19h30 la production éolienne n’était que de 0,61 GW, soit 1,16 % des 52 GW de puissance installée.
Au même moment en france, à http://www.rte-france.com/fr/eco2mix/eco2mix-mix-energetique on constate que la production éolienne était de 0.56GW pour une puissance installée de 12.26GW , soit moins de 5% et quelques heures plus tôt le même jour on était à 0.196GW , soit 1.6% !
Cet aspect me parait fondamental pour savoir combien il est possible de fermer de réacteurs nucléaires en étant capable de fournir la demande lors des pointes.
Cordialement

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Nucléaire : une feuille de route pour ouvrir une vraie alternative

38 réponses à “Nucléaire : une feuille de route pour ouvrir une vraie alternative”

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