Pour une juste estimation du coût du « tout renouvelable »

François Lévêque et Dominique Finon

François Lévêque, Professeur d’économie, Mines ParisTech et Dominique Finon, Driecteur de recherche CNRS, Centre national de la recherche scientifique (CNRS), Professeur d’économie, Mines ParisTech.
Dominique Finon, Directeur de recherches, Centre national de la recherche scientifique (CNRS).

En France, comme dans le monde, beaucoup envisagent désormais un futur reposant sur les énergies renouvelables et excluant le nucléaire. La cause serait entendue car la production d’électricité grâce à l’atome serait définitivement devenue non compétitive en coût. Ce point de vue a été notamment défendu dans The Conversation avec un article de l’Ademe s’appuyant sur une étude récente. À tort.

Comme le résume David Marchal dans cet article publié en décembre 2018(1) : « la place très prépondérante des énergies renouvelables (EnR) dans le système électrique français (85 % en 2050, 95 % en 2060) est sans appel […] et le nucléaire de nouvelle génération (type EPR) n’apparaît pas compétitif ».

Cette affirmation repose sur les résultats d’un exercice technico-économique basé sur le modèle « Crystal Super Grid »(2) de la société de conseil Artelys. Très complet et détaillé, il optimise au moindre coût les choix d’investissement et d’exploitation heure par heure du système électrique français entre 2020 et 2060.

Pourtant, quatre modèles comparables convergent pour trouver des résultats très différents. Appliqués sur un cas similaire au système français, dans son contexte européen et avec des hypothèses de coût voisines, ils ont été développés par différentes équipes de chercheurs : au DIW de Berlin(3), à l’OCDE(4), au MIT(5) et à l’Université Dauphine(6).

Dans leurs travaux, le nouveau nucléaire (EPR), même cher, bat économiquement les EnR qui n’occuperaient alors à terme qu’une part très limitée du mix électrique.

Comment s’explique cette divergence ?

Ce que disent d’autres modèles robustes

Les quatre modèles cités testent chacun un scénario dans lequel les énergies renouvelables se développent uniquement par le marché, c’est-à-dire sans dispositifs d’appui et d’aide assurés par l’État et garantissant les revenus des investisseurs, et dont le coût est financé par une taxe sur les consommations d’électricité. Elles restent dans un tel cas confinées à une part de production modeste, de l’ordre de 10%.

En effet, à partir de ce niveau, la rémunération des EnR à apports variables retirée des marchés électriques ne permet plus de couvrir les coûts d’investissement. Cette part ne grimpe que de moitié, soit à environ 15%, en prenant en compte le développement des stockages et du pilotage de la demande, moyens qui permettent de rehausser la valeur économique par des arbitrages entre périodes de prix bas dus à des productions abondantes d’EnR et périodes de prix élevés dus à des faibles productions.

Il s’ensuit que le nouveau nucléaire (EPR), même à un coût de 4 000 €/kW et un prix de revient de 75-80 €/MWh, domine le mix électrique à l’horizon 2050 : de 70 à 75% dans le modèle de Dauphine ; 60 à 65% dans le modèle de l’OCDE et celui du MIT quand la part des ENR est de 10%.

La valeur économique de l’électricité est déterminée par la tension entre l’offre et la demande à chaque heure…

La raison en est simple : la rémunération que toute nouvelle centrale dite « pilotable » – comprendre qui peut fonctionner au moment où on le commande et quelle que soit l’heure de l’année – retire des marchés est suffisamment haute pour permettre de recouvrir des coûts fixes très élevés et d’assurer ainsi la rentabilité des investissements.

Dit autrement, les EnR que sont le vent et le soleil ne parviennent pas à évincer le nouveau nucléaire, même cher, car la valeur économique de l’énergie et des services qu’elles produisent ne supporte pas la compétition avec celle de centrales pilotables qui peuvent produire à pleine puissance toute l’année.

Le phénomène est facile à comprendre : puisque leur production varie en fonction des variations météorologiques, les productions des EnR ne suivent pas celles de la demande horaire. Or, comme l’électricité ne se stocke pas à grande échelle, la valeur économique de l’électricité est justement déterminée par la tension entre l’offre et la demande à chaque heure.

Si, par la force des choses, les producteurs d’ENR ont beaucoup d’électricité à vendre en période faste par rapport à la demande horaire, leurs offres combinées font inévitablement baisser le prix des marchés horaires qui les rémunèrent et donc la valeur économique de leurs équipements. C’est un phénomène désormais bien connu(7) des économistes de l’énergie.

Le prix de revient des EnR peut être bas, et même de plus en plus bas à l’avenir, sans qu’elles soient pour autant rentables…

Cette baisse de la valeur de l’électricité produite devient spectaculaire quand on « pousse » le développement des ENR par des dispositifs de soutien et quand les capacités installées en éoliennes et en panneaux photovoltaïques dépassent la puissance demandée en pointe. Prenons l’exemple des capacités allemandes actuelles en éoliennes et panneaux photovoltaïques (40,7 GW d’éolien et 49,6 GW de solaire). Elles se rapprochent de la demande de pointe qui est de 100 GW environ. Et bien, on observe en Allemagne des épisodes de prix nul, voire négatif, de plus en plus fréquents.

Ce phénomène de baisse de valeur des capacités EnR est bien présent dans les simulations réalisées par les modèles précités. Ainsi, dans celui de l’OCDE, le prix moyen annuel diminue au fur et à mesure du renforcement de l’objectif de cible de parts d’énergies renouvelables à atteindre. Les prix sont nuls sur un nombre d’heures croissant : 1 000 h/an quand la part de production d’EnR variables (EnRv) atteint 50%, et de 3 000 à 3 800h/an avec 80% de production d’EnRv (rappelons qu’il y a 8 760 heures dans une année).

C’est cette chute de la valeur économique de chaque nouvelle centrale EnR qui explique l’arrêt des investissements dans les technologies à apports variables quand leur part dans la production totale atteint les 10 et 15% mentionnés plus haut. En corollaire, les capacités non intermittentes se développent à des niveaux élevés, par exemple, selon le modèle de l’OCDE, 65% de nucléaire avec 49 GW de capacité pour une demande stable.

En d’autres termes, il ne faut pas confondre prix de revient et prix de marché. Le prix de revient des EnR peut être bas, et même de plus en plus bas à l’avenir, sans qu’elles soient pour autant rentables, leur déploiement massif se soldant par des prix de marché de plus en plus faibles.

Les consommateurs paieront

Pour qu’elles se développent au-delà de la dizaine de pour cent, il convient donc de subventionner les EnR par des dispositifs d’aide garantissant le revenu par MWh produit (ce qui se fait par les tarifs d’achat ou par des contrats versant une prime ajoutée à la rémunération par le marché horaire) ; et ce alors même que leur prix de revient moyen par MWh est bas. Dès lors que l’on maintient ces dispositifs pour permettre aux EnR de monter de 85 à 95 % de la production totale du système, le nucléaire voit logiquement sa part décroître. Dans l’exercice de l’OCDE et dans celui du MIT, sa production s’annule lorsque les EnR atteignent 55 %.

Ce type de politique se traduira pour les consommateurs par un surcoût croissant en comparaison d’un scénario sans forçage. Dans les modèles de l’OCDE et du MIT, le surcoût est de l’ordre de 25 à 35% pour un système avec 50% de part de production d’EnR par rapport au mix économiquement optimal ; puis il monte à 75% environ pour une part de 75 à 80% d’EnR.

Il faudra bien que les consommateurs paient ces dispositifs d’appui, par exemple par le paiement d’une surtaxe par MWh vendu. Celle-ci devient vite très élevée au point qu’elle pourrait ne pas laisser insensibles de nouveaux « gilets jaunes » dans quelques années… En Allemagne, où la part de production pour les EnR se situe à 28%, elle est déjà de 70 €/MWh, soit un montant plus élevé que le prix de marché auquel elle s’ajoute. En France, la partie de la taxe qui est consacrée au financement des EnR n’est encore que de 10 €/MWh pour une part d’EnR hors hydroélectricité de 9% dans le mix électrique national.

La recette critiquable de l’Ademe

Dans les scénarios de l’Ademe, les EnR atteignent pourtant sans forçage 85% de part de production en 2050 et 95% en 2060 et le nouveau nucléaire ne se développe aucunement. Ce alors même que le modèle prévoit que le parc électrique français en 2050 compte 95 GW d’éolien et 80 GW de photovoltaïque en face d’une demande de pointe de 100 à 110 GW en 2050-2060, des niveaux qui devraient donc faire effondrer les prix, comme expliqué plus haut.

Comment est-ce possible ?

Ces résultats surprenants de l’Ademe s’expliquent par des hypothèses extrêmes concernant plusieurs éléments du système électrique et son environnement. Elles permettent que soit maintenue la valeur économique des productions variables des EnR au fur et à mesure de leur développement. Dans les autres modèles, cette valeur plonge très vite car ils ne contiennent pas ces hypothèses hétérodoxes.

Ce sont ces hypothèses extrêmes et quelques autres qui permettent de « sauver » le soldat EnR de la noyade économique…

Parmi elles, citons :

  • une flexibilité gigantesque dans le système : des demandes effaçables à très grande échelle, c’est-à-dire d’interruption immédiate de la consommation dans tous les usages. Elles conduisent à un total de 60 GW, au bas mot, sur une demande totale de 100-110 GW en pointe ;

  • des importations/exportations miraculeusement alignées sur les besoins d’équilibrage du système français, avec comme levier un triplement des lignes d’interconnexion avec les pays voisins ; un essor qui ne tient aucun compte des énormes contraintes d’acceptabilité des lignes à haute tension(9) ;

  • le développement téléguidé d’usages baroques de l’électricité pour absorber les surplus : production de chaleur industrielle, d’hydrogène industriel et d’hydrogène pour des véhicules spécialisés, ou encore d’hydrogène pour produire du méthane concurrent du gaz naturel et du biométhane promu par ailleurs.

Ce sont ces hypothèses extrêmes et quelques autres qui permettent de « sauver » le soldat EnR de la noyade économique et de dégager du même coup le nucléaire. Il faut beaucoup de « si » pour que tout l’environnement du système de production électrique se façonne comme le souhaite l’Ademe. En réalité, il faudrait un planificateur d’une d’autorité considérable pour l’imposer. Il faudrait également que se développe un système numérique de surveillance orwellienne de tous les consommateurs qui, tel Big Brother, commanderait à distance et chaque heure les consommations de presque tous les agents en fonction des variations météorologiques et des variations de prix associés.

Au bout du compte, on ne peut que regretter le mauvais usage du raisonnement économique par l’équipe de l’Ademe. Une démarche rigoureuse et non partisane aurait au moins impliqué que soit testé l’effet de ces hypothèses originales seules ou combinées sur les résultats. On peut le regretter car si on décide de faire toute la place aux renouvelables intermittentes comme le propose l’Ademe, cela devrait coûter cher à la France par rapport à un futur raisonnable où toutes les options bas carbone, nouveau nucléaire y compris, auraient concouru sur un pied d’égalité économique.The Conversation

Commentaire

Michel

Affirmer que "l'ADEME a probablement raison" quand il se trouve que l'ensemble des experts énergétiques, qu'ils soient professionnels, des académies, ou de la recherche publique et académique, s'étonnent du peu de sérieux de leur argumentation semble plus de l'ordre du "voeu pieux" que de l'argumentation raisonnable.

La partie particulièrement forte de cette contribution me semble dans ce paragraphe :

"Ce sont ces hypothèses extrêmes et quelques autres qui permettent de « sauver » le soldat EnR de la noyade économique et de dégager du même coup le nucléaire. Il faut beaucoup de « si » pour que tout l’environnement du système de production électrique se façonne comme le souhaite l’Ademe. En réalité, il faudrait un planificateur d’une d’autorité considérable pour l’imposer. Il faudrait également que se développe un système numérique de surveillance orwellienne de tous les consommateurs qui, tel Big Brother, commanderait à distance et chaque heure les consommations de presque tous les agents en fonction des variations météorologiques et des variations de prix associés."

rochain

Faire référence à "l'ensemble des experts"..... dont on ne sait pas qui ils sont alors que précisément l'ADEME est composée d'experts en économie énergétique dont c'est précisément le métier me fait sourire. Comme cet article qui DIT que certaines études que l'on ne voit pas mais faites par des universitaires de tous poils d'après les organismes cités et dont ce n'est pas le métier me laisse songeur.

Mais au niveau du principe je note que la critique se déplace dans le temps…. dans un premier temps c'était le prix du Wh ENR qui était trop élevé pour soutenir la comparaison avec le Wh nucléaire. Maintenant que ce prix de Wh ENR est devenu moins élevé que la Wh nucléaire il faut trouver autre chose pour le critiquer car finalement, ce n'est pas important qu'il soit moins cher….. forcément puisque ce n'est plus critiquable. Et demain ce sera quoi les combines pour enterrer les ENR ? Cet histoire développer dans l'article ne tient pas debout, pour moults raison dont le fait que le stockage est le problème est totalement ridicule aujourd'hui déjà, dépêchez-vous de trouver autre chose vous allez en avoir besoin. De toutes les façons le besoin de stockage est tellement surestimé (à la hauteur du schplaff qu'il faut faire pour discréditer les ENR que même aujourd'hui c'est totalement à côté de la plaque, les ENR auront moins besoin de stockage que le nucléaire qui retroturbine toutes les nuits les step qui appartiennent à l'EDF. Superposez la courbe des productions éoliennes et solaire disponible sur ce site et vous verrez qu'à un poil près elles se complètent merveilleusement, et sans surprise car nous savons déjà tous qu'il y a plus de Soleil en été qu'en hiver et inversement plus de vent en hiver qu'en été. Pour continuer à dénigrer les ENR je vous souhaite beaucoup, mais alors vraiment beaucoup d'imagination.

Pacco

Bonjour,
Dans le cas de cette étude, c'est une entreprise extérieure à l'Ademe qui a réalisé l'étude. Sans dénigrer l'Ademe, il faut savoir qu'il y a finalement assez peu d'expert en modélisation et prospective en son sein, mais beaucoup de "chefs de projets" qui commandent des études à des organismes extérieurs. Dans ce cas, ils ont commandé l'étude à une seule entreprise (qui est composé d'expert pour le coup), la vision de cette entreprise est loin du consensus venant de divers experts académiques/industriels venant de plusieurs entités et utilisant des modèles avec des approches différentes mais qui donnent des visions assez éloignées de celle promue par l'Ademe.

Hervé

Bonjour Mr Rochain
Disons que avant le wh Enr était trés cher et qu'il a nettement baissé. Mais l’intégration du cout système a toujours été d'actualité, seulement avant les détracteurs des ENR n'avaient pas besoin d'appuyer dessus car le reste était suffisant. Les ENR c'est plus que des panneaux et des éoliennes, c'est aussi des lignes et du stockage, ainsi qu'une évolution du controle commande du réseau dont les cout s'ajoutent au reste. ça a été toujours le cas.

Le besoin de stockage est très dépendant du taux ENR que vous souhaitez: 100% demanderait énormément de stockage, 80% beaucoup moins (surtout avec notre hydrau), 60% ne nécessite quasiment plus de stockage. En gros, pour la France, c'est le premier Twh de stockage qui va être le plus efficace. Chercher à faire 100% ENR serait une bêtise. Ensuite importe aussi la position des stockages, qui peut réduire la nécessité de renforcement des lignes, autre gros point noir des ENR rarement évoqué jusque à maintenant mais qui est lui aussi une necessité .

Matscaf

Je comprends pas trop votre commentaire au niveau de "80% beaucoup moins (surtout avec notre hydrau)". Car sauf si la définition a changé l'hydraulique fait partie des EnR. Et je ne crois pas que l'ADEME voit les choses différemment dans ses différents rapports. De l'hydraulique qui en plus est utilisé comme stockage du nucléaire qui n'est absolument pas une énergie pilotable.

Je ne dis pas que la simulation de l'ADEME est parfaite (je ne l'ai pas regardé suffisamment pour commenter), même réflexion sur les autres modèles du DIW, MIT, OCDE et Dauphine. Elles aussi sont des modèles donc comme tout modèle se basent sur des hypothèses. Hypothèses qui sont forcément sujettes à débat.

Bon il est clair que cet article est partial et a pour objectif de défendre le nucléaire. Je lui reprocherais plusieurs choses cependant :
- l'article semble résumer les EnR comme se résumant à l'éolien et au photovoltaïque. Ce qui est plutôt réducteur même si ce sont les deux principaux dans les modèles visant 100% d'EnR. Mais ca serait déjà oublié que l'hydraulique représente 12,5% de notre production nette. Et cela serait aussi oublier d'autres sources EnR moins mis en avant, moins développé technologiquement, avec des objectifs de programmation de développement moins ambitieux (à tort ou à raison je ne sais pas). De ce que je comprends les modèles de l'ADEME et des autres s'appuient principalement sur ces deux énergies, mais si d'autres EnR deviennent plus matures technologiquement et intéressant niveau prix (on parle d'ici à 2050-2060), je vois personne s'opposer à leur développement.
- la manière dont l'article est écrit, laisse entendre sans jamais le dire que contrairement aux EnR, le nucléaire est pilotable. Je ne classerais pas le nucléaire comme production pilotable. Certes EDF essaye de programmer les chargements de combustible, maintenance etc hors hiver ou la conso est la plus forte. De là à parler de pilotable. Le nucléaire est utiliser comme production de base car justement un réacteur ne se démarre ni ne s'arrête pas comme ca d'un coup.
- EPR à un prix de revient de 75-80€/MWh, c'est gentil ça comme coût de revient de l'EPR. Petit rappel EDF Energy pour Hinley Point dispose d'un tarif de rachat garanti à un niveau de plutôt 105-110€/MWh. Ça change quand même déjà pas mal de choses.
- l'article n'évoque jamais le stockage qui comme certains l'ont montré avec des liens a déjà été utilisé dans d'autres pays par des exploitants pour pouvoir piloter leur centrale solaire (et ainsi maximiser leurs bénéfices). Sachant que les STEP français (quasiment 7 GW de capacité installée) représente de belles capacités de stockage. Certains étant ayant un potentiel d'utilisation journalier avec une capacité de stockage de quelques heures de production (permettant de couvrir les pointes normal d'un cycle quotidien de consommation). D'autres ont un potentiel d'utilisation hebdomadaire avec une capacité de stockage équivalente à plusieurs dizaines d'heures de production (permettant de couvrir des pics exceptionnels). Actuellement on considère ces STEP rechargées par la production électrique d'origine nucléaire nocturne. Dans un système sans nucléaire, ce rechargement aurait lieu par la production d'électricité disons éolien (au hasard) nocturne. Ajoutez à un développement du stockage plus "classique" comme les exemples montrés en Floride et en Australie (qui s'avéraient aussi profitable économiquement à leurs exploitants). Ces capacités de stockage n'ont pas besoin d'être à un niveau de la conso annuelle (j'ai vu un com trainé avec une telle remarque). Une partie de ces capacités de stockage n'auront en plus pas à dépasser une durée possible de plus de quelques heures (exemple typique du solaire PV utilisé pour couvrir le pic de conso du soir).
- pilotable actuel en France : STEP, gaz, fioul, charbon. Pas nucléaire

Hervé

Bonjour,
Concernant votre question, je voulais dire que l'hydrau participe a l’intégration des autres ENR car elle est pilotable. (Elle est incluse dans les 80% cités). C'est la clef de voute d'un système basé sur les ENR, mais nous n'en avons pas assez pour solutionner le problème de l'intermittance.

Concernant l'ademe, les 95GW d'éolien et 80GW de solaire évoqués semblent trés insuffisants pour couvrir la conso électrique actuelle. Soit ils ont bien intégré autre chose, soit ils envisagent une baisse de la conso électrique. Bien voir que l'éolien terrestre est assez bon marché et peut couvrir tout seul 60% de la conso sans stockage. C'est pour aller plus loin que ça se complique. Le solaire, à cause de sa faible productivité hivernale ne peut peser beaucoup de toute façon, mais a un profil de production en phase avec le besoin donc reste intéressant.

Concernant hinkley point, il faut voir sur quelle base a été calculé ce tarif. Si la centrale est chargée a la gueule, chaque tranche EPR générerait un CA annuel de presque 1.4 mds€. A ce rythme, l'opération serait rapidement très rentable pour EDF au regard de la durée de vie. Je pense qu'ils ont calculé ce cout pour un usage plus occasionnel de la centrale ou dégressif, faudrait voir les contrats. Contrairement a ce que vous écrivez le nucléaire est pilotable, mais comme il est pas cher (cout marginal <10€ du Mwh presque 0 en fait), c'est celui qu'on éteint en dernier du fait que qu'il produise ou pas il coute quasi pareil.

C'est rochain qui a mal compris un de mes propos et qui parle du stockage de la totalité de la production annuelle (il a certainement confondu puissance et énergie ). Le problème de l’éolien solaire est que la quasi totalité de la production peut disparaitre plusieurs jours durant facilement 3- 4 jours d'affilés, voire plus. Donc la quasi totalité de la puissance doit être dispo en backup contrairement a un mix conventionnel ou les stockage/backup ne font que de l'appoint. Du coup 7GW de step sont peanuts au regard du besoin énorme. Autre problème la localisation des productions ENR est trés variable au gré de la météo, ce qui impose un réseau de transport surdimensionné. En pratique la capacité de stockage sera déterminée par une étude technico économique, et complétée par un backup basé sur des turbines a gaz (pas cher, trés rapide) le tout savamment réparti géographiquement. Mais ca coutera très cher. Donc, parler de cout du KWH au cul de la centrale n'a pas de sens. C'est le cout système complet qu'il faut regarder. Et ce cout inclue tout ces "détails" qui au final sont plus que des détails!

L'article que nous commentons se base sur le fait qu'en fonctionnement type marché les ENR seraient évincées. Oui c'est vrai pour les raisons qu'ils expliquent mais je pense que le fonctionnement en marché dans le domaine de l’énergie en réseau n'est pas forcement adapté pour obtenir un système peu polluant et garantissant la fourniture (ou demanderait une adaptation bien plus fine que ce qui est actuellement en place). L’économie de marché fait émerger les systèmes les plus rentables, pas forcement les plus sobres ni favorisant l'emploi local. Il faut résonner système donc finit en monopole ... De Gaulle l'avait bien compris a l’époque en nationalisant EDF. (Perso je n'aime pas les monopoles mais dans ce cas précis, ça fonctionne plutôt bien).

EnergEye

"l'ensemble des experts énergétiques"
Voyons voyons, il ne s'agit d'un panier de crabes nucléocratiques, un peu de sérieux SVP.

Pan

Tous ces jolis calculs autour du nucléaire sont fortement biaisés : les nouveaux réacteurs type EPR coûtent très (trop ?) chers. Les coûts de gestion des déchets et surtout du démantèlement sont largement sous-estimés et la provision actuelle d'EDF n'est certainement pas suffisante. C'est seulement maintenant que le kWh nucléaire est vraiment intéressant. Dès lors qu'il faudra arrêter une centrale, puis toutes les tranches les plus anciennes, donc prendre en compte tous le coût réel du démantèlement le nucléaire sera beaucoup moins intéressant économiquement. Effectivement on peut piloter uniquement sur des critères économiques en sous estimant les coûts à venir. Dans tous les cas, au moins pour la France, ce sera le contribuable qui paiera ces choix, qu'il soit nucléaire ou renouvelable.

Hervé

Le cout des déchets et de la démolition est globalement connu. Pour les REP, ça sera de l'ordre du demi milliard par réacteur . Cout déjà constaté sur ce type de réacteur aux USA (Maine Yankee...) Ce point a été évoqué maintes fois.
Sur ce plan, toutes choses égales par ailleurs, les ENR sont d'ailleurs peut être pas très bien placées non plus.

Les points noirs du nucléaire sont pour l'essentiel liés au risques (du fonctionnement principalement et dans une moindre mesure de l'avenir à trés long terme des stockages, ainsi que les rejets inhérents au fonctionnement (ceux qu'on ne peut confiner).

Le cout complet du nucléaire reste un peu plus élevé que les fossiles (en production électrique) mais dans le cas Français, ces couts sont largement dépensés sur le territoire, ce qui en fait le meilleur compromis technico-économique actuellement et probablement pour les 30 prochaines années. Après, on verra. En espérant ne pas avoir de catastrophe!

Furfari

Excellent. Merci et bravo.

Patrick

Chacun ses hypothèses !
C'est pour moi l'occasion de rappeler que l'Ademe est financée par l'Etat et ne peut que orienter et justifier "scientifiquement" les choix des gouvernants.
Rappelons nous qu'au printemps 2012 l'Ademe déclarait fièrement que notre parc automobile était un des plus vertueux en émission de CO2. C'était la période glorieuse du Diesel. Puis en juin 2012, après une étude de l'OMS et ses morts prématurés, chiffres qu'adorent les orateurs politiques, le diesel est vilipendé.
Dans un autre domaine, le biométhane. l'Ademe pronostique un pourcentage insensé de biométhane dans les réseaux en 2050. GrDF, investi d'une mission nationale, est obligé de s'aligner. Y croit-il vraiment ?
Ces débats rappellent les débats farfelus sur les retraites : il suffit de choisir de bonnes hypothèses (taux de croissance, démographie, âge de départ, etc) pour démontrer ce que l'on veut démontrer.

Hervé

Pour faire une step, il faut disposer a coté d'un barrage existant un site en altitude nettement plus haute susceptible d’accueillir un lac artificiel de volume consequent avec une géologie adaptée.
Donc non chaque barrage n'est pas susceptible d’accueillir une Step. Les sites les plus intéressants sont déjà équipés. Un site trés intéressant retenu dans les années 80 a été mis en veille car le stockage n'est pas trés rentable, EDF a finalement préféré inciter à la conso différée, l'effacement ou exporter ses excédents nocturnes. Il doit y en avoir d'autres mais de moins en moins intéressants. De mémoire et sauf erreur (à vérifier) on a 5GW réversibles et 100Gwh de capacité actuellement.

Selon cet article , on aurait encore 6GW installables: https://www.usinenouvelle.com/article/pourquoi-edf-n-investit-pas-plus-…

rochain

Vous avez raison Pierre-Ernest, de step il n'y en a qu'une trentaine, mais comme personne ne sait que la nuit EDF joue les remonte-pente et qu'au moment où j'écris un message dans le contexte du sujet je fais seulement un effort de mémoire qui est quelquefois faillible, bien que je passe énormément de temps à vérifier les informations qui circulent sur ces forum et vous me pardonnerez sans doute de rester dans l'ordre de grandeur, c'est quelques dizaines pas quelque centaines. Par ailleurs, vous avez ce que j'appelle les demi-step, ceux qui ne permettent pas de remonter de l'eau mais qui permettent simplement de fermer la vanne d'écoulement la nuit si on ne contrarie pas le dispositif automatique d'horlogerie ce qui permet de faire cesser la production de la turbine la nuit lorsque le besoin est nul pour la rouvrir le lendemain matin automatiquement. En cas de surabondance d'eau le trop plein l'évacue naturellement. Il y a des milliers des ces demis-step en France mais évidement tous ne sont pas équipés de ce dispositif de régulation automatique, et certain n'ont même pas de turbine-alternateur relié au réseau, et c'est une voie d'amélioration possible à généraliser. Ici, ce n'est pas l'électricité qui est stockée mais sa production potentielle.

Bruno Lalouette

Focus sur la chaleur fatale
Par chaleur fatale, on entend une production de chaleur dérivée d’un site de production, qui n’en constitue pas l’objet premier, et qui, de ce fait, n’est pas nécessairement récupérée3. En dehors des usines d'incinération des ordures ménagères (UIOM), dans l'industrie également, on trouve énormément de chaleur fatale4. Les secteurs de la sidérurgie, de la chimie, du ciment, de l'agro-alimentaire, des fermes de serveurs-informatiques ou encore du verre, produisent ainsi une grosse quantité de chaleur qui est souvent perdue dans l’atmosphère. En Europe afin d'endiguer ce gaspillage, la directive européenne 2012/27/UE relative à l’efficacité énergétique rend obligatoire une analyse coûts-avantages5 pour la valorisation de la chaleur fatale à travers un projet de réseau de chaleur.

En France, le gisement de chaleur fatale uniquement industrielle est estimé par l'ADEME en 2017 à 109,5 TWh soit 36% de la consommation de combustible. Les Unités d'Incinération d'Ordures Ménagères (UIOM), les Stations de Transfert d’Énergie par Pompage (STEP) et les centres de données ont un gisement de chaleur fatale estimé à 8,4 TWh6.

C'est l'Ademe qui le dit...

Dans la mesure où il produit peu de vibrations grâce à l'absence d'explosion, de valves qui s'ouvrent et se ferment et de gaz qui s'échappent, le moteur Stirling est silencieux et peu soumis aux contraintes mécaniques, ce qui le rend utile où l'on dispose de chaleur, de froid et où les vibrations sont indésirables, par exemple dans un sous-marin nucléaire.

L'absence d’échange de gaz avec le milieu extérieur le rend utile dans les milieux pollués ou qu'il faut éviter de contaminer.

Il est d'un entretien facile du fait de son absence d'échange de matière avec son environnement et de réaction chimique interne. Pour les mêmes raisons, il se détériore moins qu'un moteur à combustion interne.

Il présente un bon rendement, pouvant avoisiner les 40 %, tandis que le rendement d'un moteur à explosion pour usage automobile atteint 35 % pour l'essence et 42 % pour le diesel. Les moteurs électriques, dont le rendement peut atteindre 99 %, ne sont pas comparables, car l'électricité est une forme d'énergie dont la qualité n'est pas comparable à celles thermiques et/ou chimiques utilisées pour les moteurs Stirling ou à explosion (voir la notion d'exergie). Par ailleurs, l'électricité est difficile à stocker et à transporter avec un rendement proche de 100 %, ce qui est une limite forte pour certaines applications. On peut également discuter du niveau de comparabilité des sources d'énergies utilisées entre moteur Stirling et moteur à explosion, et surtout des écarts de température entre source froide et source chaude pour lesquels sont annoncés les pics de rendement, relativement au pic de rendement de Carnot.

Le moteur est inversible : un moteur Stirling entraîné par un autre moteur devient une pompe à chaleur capable de refroidir à −200 °C ou de chauffer à plus de 700 °C, selon le sens d'entraînement. Ceci, sans employer de gaz spéciaux avec des propriétés spécifiques, lesquelles leur confèrent des inconvénients pratiques ou chimiques (comme le fréon des machines frigorifiques d'anciennes générations, destructeur de la couche d'ozone). En pratique, d'ailleurs, c'est la fonction de pompe à chaleur efficace qui permet à quelques machines d'exister.

Il est multi-source. Du fait de son mode d'alimentation en chaleur ce moteur peut fonctionner à partir de n'importe quelle source de chaleur (combustion d'un carburant quelconque, solaire, nucléaire, voire chaleur humaine).

Il présente une pollution potentiellement plus faible que les moteurs thermiques : la chaleur venant de l'extérieur, il est possible, grâce aux énergies non fossiles, de la fournir de façon moins polluante que dans bien des moteurs thermiques dans lesquels la combustion est imparfaite.

Il est estimé que les coûts de production d'une centrale de chauffage thermique solaire sont au minimum de 30 €/MWh en Europe du Nord et 20 €/MWh en Europe méridionale26. Avant d'implanter une centrale solaire, une étude économique doit être menée afin de comparer les coûts de production de la centrale solaire avec les coûts des moyens de production existants, ou des alternatives envisageables.

En fonction du contexte, une centrale solaire ne sera pas toujours rentable. Si de la chaleur résiduelle est disponible (centrale d'incinération, processus industriel...), la centrale solaire ne sera pas compétitive. À l'inverse, le contexte le plus favorable est une association avec une centrale de cogénération au gaz naturel ou à la biomasse. En effet, le coût marginal de production d'une centrale à biomasse est de 20−30 €/MWh, ce qui la situe dans le même ordre de grandeur qu'une centrale solaire. Dans le cas d'une centrale au gaz, le prix du combustible est en Europe très élevé, ce qui rend les centrales solaires compétitives (46 €/MWh en Autriche et en Allemagne, 61 €/MWh en Italie par exemple)26.

20 à 30 euros le MWh!!!

Qu'est-ce qu'on attend???

CHOCHO

Rochain, on ne va pas perdre notre temps à reconstituer le fil de la discussion qui est indémerdable car entrecoupée et fractionnée donc difficile d'y retrouver une logique par moment. Je veux dire plusieurs choses:
- je ne comprends pas votre acharnement à attaquer EDF, sté nationale dont comme moi vous êtes propriétaires à 85%
- vous sembles considérez que produire de façon intermittente de l'energie avec du vent eu soleil soit un cadeau fait à EDF. Vous vous mettez le doigt dans l'oeil profondément, et ça pose à EDF des problèmes de gestion de l'offre et de la demande pour mainteneir le réseau en bonne forme, et c'est difficile à gérer financièrement
- A côté de ça, moi je propose une forme d'ENR pilotable basée sur la conversion en gaz de la biomasse ou des déchets carbonés pour en faire simultanément de l'électricité (sous un rdt moyen de 32 à 37% entre 250 kWe et 3 MWe grosso-modo soit aussi bien qu'une centrale charbon, avec en plus une récupération de chaleur comprise grossièrement entre 50 et 45% si la centrale est palcée corectement et bien dimensionnée. Donc en résumé des petites centrales présentant des rdts de plus de 80% et pilotables. Un outil idéal pour les territoires désoeuvrés. Et moi, j'aimerais beaucoup que EDF se saisisse de ce moyen de production, car en fait je suis né en 1945 et je sais ce que je dois à EDF dans la croissance de mon pays. Accessoirement, mais ce n'est pas vraiment le problème, cela constituerait pour ma petite structure une sorte de retour d'investissement que chaque membre à fait au long de leur jeunesse pour le nucléaire..Voilà ce que j'avais à dire. Est-ce clair. ce message se suffit à lui même et n'est relié à aucun autre message précédent.mais si vous trouvez ça complètement con, vous avez le droit.

Francis Leboutte

Parler d’hypothèses extrêmes qui permettent de « sauver le soldat EnR de la noyade » me semble correct, mais c’est tout aussi vrai du nucléaire et en fait de notre consommation d’énergie proprement délirante.

Je me demande dans quelles mesures ces modèles prennent en compte ces éléments :
— 75-80 €/MWh pour le (nouveau ?) nucléaire : trop peu (voir Hinkley point). De plus le coût du nucléaire suit une courbe ascendante contrairement à toutes les autres filières.

— Du fait du vieillissement du parc, le nucléaire est en train de devenir intermittent (taux de charge de 70 % en Belgique sur les 7 dernières années — c’est peut-être pire en Fr —, au lieu de près de 95 % par le passé).

— Du nucléaire « pilotable » ? Ça existe ça ? À ma connaissance, tout autant que la fusion.

— Pour alimenter un réacteur nucléaire d’1 GW, il faut extraire 200 000 tonnes de minerai d’uranium (à 0,1 %) — sans même parler des stériles. Dans pas très longtemps, avant la fin de vie des réacteurs actuellement en construction, il faudra tellement d’énergie pour extraire et traiter ce minerai que le point de futilité sera dépassé (le moment où il faudrait plus d’énergie pour les pré-processus du cycle de vie que le réacteur n’en produira).

Je crains que les acteurs se trouvant derrière ces modèles ne soient sous l’influence de l’AIEA, exactement comme le GIEC et d’autres le sont pour ce qui est des émissions de GES liés à la filière nucléaire (AIEA, GIEC... : les émissions de GES par unité d'énergie produite du nucléaire et de l'éolien sont du même ordre, un non-sens).

Francis Leboutte

Je précise/corrige le 4e point :
pour alimenter un réacteur nucléaire de 1 GW, il faut extraire 200 000 tonnes de minerai d’uranium (à 0,1 %), chaque année — sans même parler des stériles. Du fait de la déplétion de cette ressource, dans pas très longtemps, avant la fin de vie des réacteurs actuellement en construction, il faudra tellement d’énergie pour extraire et traiter ce minerai que le point de futilité sera atteint (point de futilité : le moment où les besoins en énergie de l’ensemble des processus du cycle de vie de la filière dépasseront l’énergie produite).

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