Prix de l’énergie : winter is coming !

Maxence Cordiez

Ingénieur dans le secteur de l'énergie

Les déterminants conjoncturels de la crise énergétique actuelle ne doivent pas occulter les tendances structurelles qui l’accompagnent. Face à des perspectives de prix de l’énergie durablement plus élevés que par le passé, réduire notre dépendance aux combustibles fossiles reste une impérieuse nécessité, et une urgence.

Les prix de l’énergie s’envolent un peu partout dans le monde. L’Union européenne dont les extractions de pétrole, gaz et charbon sont en déclin est particulièrement touchée. Cette crise a d’ores et déjà des conséquences très concrètes sur la population et l’industrie (notamment la production d’engrais dont le méthane est une matière première). C’est le cas notamment en Espagne où des manifestations sont organisées pour protester contre la hausse du prix de l’électricité.

Au niveau européen, les gouvernements et l’Union européenne se mobilisent en urgence afin de contrer cette hausse, sans pour autant encore saisir la pleine gravité de la situation et l’ampleur des mesures qu’il serait nécessaire de mettre sur la table pour y répondre.

À l’origine, l’envol des prix du gaz

La crise actuelle trouve son origine dans l’envol du prix du gaz, qui tient lui-même à la fois de paramètres conjoncturels et structurels.

Du côté des paramètres conjoncturels, les stocks de gaz européens sont bas après un hiver relativement long, et des importations accrues seraient nécessaires pour les remplir. Or la Russie se contente d’honorer ses contrats sans accroître ses ventes de gaz à destination de l’Europe, ce qui peut s’expliquer par plusieurs raisons.

Tout d’abord, les stocks russes sont également vides et la Russie doit les remplir. Ensuite, la Russie a un intérêt à mettre l’Europe sous pression pour favoriser la mise en service rapide et dans les meilleures conditions pour elle de son nouveau gazoduc Nord Stream 2. Celui-ci suscite une vive opposition de la part de certains pays européens, et le monopole de Gazprom pour l’importation de gaz depuis la Russie éveille une hostilité croissante dans l’Union européenne. La Russie a donc un intérêt à rappeler à l’UE sa dépendance gazière afin de garantir l’absence de remise en question de la position de Gazprom.

Une autre explication, évoquée cette fois à demi-mots par le Président Vladimir Poutine, consisterait à donner une leçon à l’UE qui privilégie depuis plusieurs années les achats de gaz au comptant plutôt qu’au travers de contrats de long terme. Il peut en effet sembler judicieux d’acheter au comptant lorsque le prix du gaz est très faible (ce qui était le cas pendant la décennie passée), mais il s’agit d’une vision court-termiste qui voit ses limites lorsque le prix du gaz remonte comme c’est le cas à présent.

Enfin, pour reprendre les mots d’Alexeï Miller, directeur général de Gazprom cité par le Financial Times, « the Asian market is more attractive for producers and investors »(1). En effet, l’Asie du Sud-Est paie davantage pour son approvisionnement en gaz. Elle est donc servie en premier. Elle draine le marché mondial du gaz naturel liquéfié (GNL) et est perçue comme prioritaire par les fournisseurs de GNL du monde entier.

Il ne faut pas imaginer que la situation actuelle est temporaire.

Ces éléments conjoncturels ne décrivent cependant pas la totalité de la situation. Une tendance structurelle est également à l’œuvre. Les investissements dans l’amont de l’industrie pétro-gazière sont insuffisants depuis plusieurs années pour maintenir la pérennité de l’adéquation offre-demande. Si c’était déjà le cas avant le Covid, ça l’est encore davantage car la pandémie a entraîné une chute des investissements, qui peinent encore aujourd’hui à repartir.

La situation est la suivante : le gaz est l’énergie dont la croissance de la consommation est la plus soutenue depuis 10 ans (auparavant c’était le charbon). Cette croissance est notamment portée par l’Asie du Sud-Est. Les extractions gazières européennes sont en déclin depuis 2005, déclin qui devrait s’accentuer dans les prochaines années lorsque la Norvège (2e fournisseur de l’UE derrière la Russie, 1er pour la France) passera son pic d’extraction de gaz (potentiellement vers la fin de la décennie). L’UE est donc de plus en plus dépendante d’importations de gaz russe et de GNL. Or, contrairement aux importations par gazoduc qui lient un fournisseur à son client, le marché du GNL est mondialisé. Il y a donc une compétition pour l’accès à la ressource, actuellement remportée par l’Asie du sud-est. Enfin, ce marché va progressivement se tendre du fait des sous-investissements dans l’amont.

Il ne faut donc pas imaginer que la situation actuelle est temporaire. Elle peut évidemment se détendre plus ou moins si la Russie augmente ses exportations et/ou si l’hiver à venir est chaud, mais la tendance de fond demeure et il faut s’attendre à des prix plus élevés pendant la décennie à venir que pendant la décennie passée. Pour reprendre les mots de Claudio Descalzi (DG du groupe pétrolier italien ENI)(2), la hausse du prix du gaz « is not something that is for a limited time, it's structural ». En effet, l’approche des gouvernements a été de réduire l’offre sans s’intéresser suffisamment à la réduction de la demande. Cela conduit nécessairement à tendre le marché. Dans le cas européen, c’est encore pire si l’on considère qu’un certain nombre de pays comptent accroître durablement leur consommation de gaz fossile : la Pologne pour remplacer une partie de son charbon, la Belgique pour remplacer l’énergie nucléaire qui représente 50% de sa production électrique, l’Allemagne pour remplacer le nucléaire et une partie du charbon, etc.

Le prix du gaz entraîne celui de l’électricité

Avant la libéralisation du marché de l’électricité, le prix de vente de l’électricité était régulé, c’est-à-dire qu’il était calculé à partir de coûts de production d’EDF (en France), de réseau et de commercialisation. Aujourd’hui, les tarifs réglementés sont amenés à disparaître (même si certains pays s’y opposent) pour être remplacés par une approche de marché reposant sur les coûts de production de la capacité marginale.

En pratique, l’appel des centrales électriques pour répondre à un certain niveau de demande suit un ordre de mérite reposant sur les coûts variables croissants. Les coûts variables sont ceux qui dépendent de la production : combustible et droits à émettre du CO2, principalement. Ainsi, une fois construite, une éolienne ne coûte pas plus cher qu’elle produise ou non. Elle est donc nécessairement appelée avant une centrale à charbon (par exemple) dont l’exploitation nécessite d’acheter du charbon et des droits à émettre du CO2. En première approximation, la dernière capacité appelée pour répondre à la demande définit le prix de marché.

Actuellement l’interclassement est le suivant : énergies renouvelables (hors hydraulique de lac pour lequel la ressource en eau doit être gérée), nucléaire, lignite, charbon, gaz puis fioul. Avec l’envol du prix du gaz, les coûts variables des centrales à gaz – marginales la plupart du temps – se sont envolés.

Prenons l’exemple d’une centrale à cycle combiné moderne (60% de rendement) qui s’approvisionnerait en gaz au prix de marché(3) (actuellement environ 100€/MWh pour la référence TTF hollandaise). Par rapport à la situation pré-Covid avec un prix du gaz à 30€/MWh, le surcoût pour un MWh électrique du seul fait du prix du gaz est d'environ 120€(4) (ce calcul concerne une centrale efficace, évidemment si on considère une turbine à gaz de plus faible rendement, le surcoût est supérieur). À cela il faut ajouter l’augmentation du prix des droits d’émission sur le marché européen du CO2, passés d’environ 25-30 €/tonne avant la pandémie à 65€/tonne actuellement. Pour la centrale CCG considérée, cela ajoute un surcoût d’un peu plus d’une vingtaine d’euros par MWh.

Enfin, du fait des interconnexions entre États, l’interclassement des capacités électrogènes en Europe s’effectue à l’échelle européenne et non plus nationale (comme ça pouvait être le cas il y a encore quelques années lorsque les interconnexions étaient moins développées), avec pour effet une uniformisation des prix de marché en Europe(5). Tant que les interconnexions ne sont pas saturées, les prix de marché entre les pays européens tendent à s’aligner, or les capacités croissantes d’interconnexion rendent la saturation de ces dernières de moins en moins fréquente.

Conséquences

La première conséquence de la situation décrite précédemment est un envol du prix de l’électricité partout en Europe, qui découle principalement de l’envol du prix du gaz, et dans une bien moindre mesure de celui des droits à émettre du CO2.

Avant la pandémie, l’augmentation du prix du CO2 face à un prix du gaz qui restait faible commençait à rendre certaines centrales à charbon moins compétitives que certaines centrales à gaz. C’est pourquoi, en 2019, un déclin prononcé du charbon avait pu être constaté en Europe. Cette situation est révolue et aujourd’hui le charbon a retrouvé toute sa compétitivité et est appelé en priorité par rapport au gaz. Actuellement, même la compétitivité du fioul devance dans certains cas celle du gaz. Cela entraînera une hausse des émissions de CO2 en Europe en 2021. Par voie de conséquence, il faut également s’attendre à une augmentation du prix des droits à émettre du CO2 vu que celui-ci est défini par un marché(6)

Pour les pays fortement dépendants des combustibles fossiles pour la production électrique, la situation actuelle constitue un coup dur pour les ménages et l’industrie. Dans le cas de l’Allemagne, si les prix élevés du gaz se maintiennent durablement, la sortie du nucléaire – au profit principalement des centrales à combustibles fossiles – prévue fin 2022 viendra encore aggraver la situation actuelle. Le constat est le même pour la Belgique qui prévoit d’abandonner l’énergie nucléaire en 2025.

Cas spécifique de la France

Le consommateur particulier d’électricité français est relativement protégé grâce aux tarifs réglementés. Ceux-ci s’appuient principalement sur les coûts de production, même s’ils prennent également en partie en compte l’évolution des prix de marché depuis quelques années, afin de permettre aux fournisseurs alternatifs à EDF de proposer des offres compétitives par rapport aux tarifs réglementés. Ainsi, alors que le prix de marché de l’électricité a été multiplié par 3-4 depuis un an, le tarif réglementé de l’électricité devrait augmenter de 12% en janvier 2022. Bien entendu, il faut garder à l’esprit que les coûts de production ne constituent qu’un tiers environ de la valeur des tarifs réglementés (le reste concerne les coûts d’accès au réseau, de commercialisation et différentes taxes). Toujours est-il que l’augmentation prévue est très inférieure à l’envol du prix de marché.

Notons que les tarifs réglementés présentent surtout un intérêt dans le cadre d’une production qui est elle-même largement indépendante des fluctuations des marchés des combustibles fossiles et du CO2. Si la production électrique s’appuie sur des combustibles fossiles, les tarifs réglementés sont de peu d’utilité (et c’est pour ça que bon nombre de pays européens ont moins de mal que la France à y mettre fin). En effet, pour faire bénéficier le consommateur de tarifs inférieurs au marché en profitant de coûts de production faibles… encore faut-il que les coûts de production soient faibles !

On le constate avec les tarifs réglementés du gaz qui ont augmenté régulièrement et fortement ces derniers mois, car ils doivent intégrer la hausse du prix d’achat du gaz. C’est pourquoi le « gel » de la hausse des tarifs réglementés gaz décrété par le gouvernement jusqu’en avril 2022 sera rattrapé par la suite. Pour le dire simplement, Engie va faire l’avance à ses clients au tarif réglementé des augmentations des prochains mois, et ces clients rattraperont au printemps et à l’été prochain ce qu’ils n’auront pas payé cet hiver.

De son côté, le consommateur industriel ne bénéficie plus de tarifs réglementés de l’électricité. Il est à ce titre bien plus exposé aux fluctuations de marché que le consommateur particulier.

Enfin, le consommateur (particulier et industriel) est également en partie préservé grâce à l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) qui permet aux fournisseurs alternatifs à EDF d’acheter jusqu’à 100 TWh d’électricité à 42€/MWh, un prix fixe défini en 2012 et qui n’a jamais été réévalué depuis. Ce prix est aujourd’hui inférieur aux coûts d’exploitation du parc électronucléaire, évalués par la CRE(7) à 48€/MWh et par EDF à 53€/MWh(8). Ce dernier point est l’un des principaux freins à l’élévation du plafond de l’ARENH (à 150 TWh, par exemple) demandé par les fournisseurs alternatifs : tant que l’ARENH consiste pour EDF à vendre à perte, on ne peut pas décemment en élever significativement le plafond. Il faudrait pour cela en revaloriser le montant, ce qui complexifie le débat. Relever le plafond de l’ARENH risquerait également de susciter une opposition de la Commission européenne qui y verrait une réduction du rôle du marché…

Un envol du prix du pétrole est à attendre

Au-delà de la situation décrite précédemment dans les secteurs du gaz et de l’électricité, des tensions sont à attendre dans les prochaines années sur le pétrole, pour des raisons similaires à celles évoquées pour le gaz : insuffisance des investissements dans l’amont par rapport à une demande mondiale croissante, là-encore tirée par l’Asie du Sud-Est. Cette situation n’est pas une nouveauté et elle était anticipée dès avant la pandémie(9) qui l’a à la fois probablement repoussée et aggravée en réduisant les investissements(10).

Depuis le passage du pic d’extraction de pétrole conventionnel en 2008(11), c’est le boom des pétroles non conventionnels qui a permis de répondre à la croissance de la demande mondiale : pétroles de réservoir compact (« schiste ») aux États-Unis et, dans une moindre mesure, pétroles synthétiques issus de sables bitumineux au Canada. Or, l’industrie du pétrole non conventionnel des États-Unis a changé de stratégie. Après avoir investi pour maintenir une croissance forte pendant la dernière décennie sans atteindre la rentabilité, elle vise désormais à assurer sa rentabilité plutôt que de poursuivre sa croissance. Ses bénéfices sont donc reversés à ses investisseurs plutôt que d’être réinvestis dans de nouveaux forages. Le DG de Pioneer, l’une des principales entreprises du secteur, a d’ailleurs récemment déclaré qu’il ne fallait plus compter sur l’industrie du pétrole « de schiste » pour répondre à la croissance de la demande, en se défaussant pour cela sur l’OPEP(12).

Le résultat de tout cela est un risque de pénurie, reconnu par l’industrie. En février 2021, Helle Kristoffersen, Vice Présidente Stratégie de Total, annonçait un possible écart offre-demande au niveau mondial de 10 millions de barils par jour à horizon 2025(13), ce qui représente peu ou prou 10% de la consommation mondiale pré-Covid. Plus récemment Patrick Pouyanné a de nouveau évoqué ce sujet lors de la REF(14) du MEDEF en août(15).

Ainsi, si le prix du baril est aujourd’hui modérément élevé (environ 80$ pour le Brent), il faut s’attendre à ce qu’il augmente en tendance dans les prochains mois ou années. Enfin, pour des raisons de substituabilité, ce qui se passe sur le pétrole et sur le gaz est partiellement lié : le niveau très élevé du prix actuel du gaz entraîne le fonctionnement de centrales électriques à fioul (ce qui joue marginalement sur la demande de pétrole). Demain l’inverse peut être vrai, le gaz étant le substitut le plus direct au pétrole pour un certain nombre d’applications (chauffage, mobilité lourde, industrie…). C’est ce qui s’est passé entre 2008 et 2014 lorsque le prix du pétrole était supérieur à 100$/b.

En conclusion : que peut-on faire ?

Il est tout d’abord nécessaire d’acter le fait que la situation actuelle est mondiale et qu’au-delà des éléments conjoncturels qui se résorberont avec le temps, d’autres éléments structurels laissent à penser que le prix de l’énergie en général sera significativement plus élevé dans la décennie à venir que ce à quoi nous nous sommes habitués pendant la décennie passée.

Pour ce qui est du prix des matières fossiles (pétrole et gaz principalement, le charbon n’est plus un sujet en France), il n’y a pas 36 solutions : réduire notre exposition aux fluctuations des marchés impose de réduire notre dépendance à ces matières, donc de planifier notre sortie progressive du pétrole et du gaz fossile. Cette trajectoire est d’ailleurs également nécessaire pour que la France atteigne ses objectifs climatiques. Si l’on prend du recul et que l’on considère le problème à l’échelle européenne, c’est encore loin d’être gagné. Autant dans le cas du pétrole, il existe une volonté d’en réduire significativement la consommation (la Commission européenne prévoit par exemple d’interdire la vente de moteurs thermiques en 2035), autant sur le gaz la situation est bien plus problématique. Comme cela a déjà été mentionné, de nombreux pays européens prévoient d’accroître durablement leur dépendance au gaz fossile. C’est d’ailleurs pour cela que les éléments de langage apportés par la Commission européenne en réponse à la crise actuelle sont encore largement en décalage avec les déterminants de cette crise : comment dire à des Etats qui comptent s’appuyer davantage sur du gaz fossile que répondre à cette crise impose au contraire de réduire leur dépendance au gaz fossile ?

Dans le secteur de l’électricité par contre, il y a plus de marges de manœuvre, du moins en France. À court terme, la baisse des taxes annoncée par le gouvernement pour janvier est une mesure pertinente. Les taxes sur l’électricité ont fortement augmenté entre 2002 et 2016 pour financer les énergies renouvelables. Alors que le prix de l’électricité sur les marchés a explosé et que les compléments de rémunération versés par l’Etat pour soutenir les filières renouvelables diminuent d’autant, réduire la taxation de l’électricité apparaît comme un levier approprié, et surtout actionnable rapidement.

À moyen terme, il conviendrait de maximiser le bénéfice pour les consommateurs particuliers et industriels français de la « rente » nucléaire et hydraulique. Ces installations produisent en effet à faible coût et indépendamment du prix des combustibles fossiles et des droits à émettre du CO2 (vu qu’elles n’en émettent pas). On pourrait donc par exemple envisager un système dans lequel ces actifs seraient nationalisés et la totalité de la production vendue à un tarif réglementé (qui couvre les coûts d’exploitation) aux différents fournisseurs pour qu’ils en fassent bénéficier leurs clients. Pour que cette « rente » soit durable, il faudrait également décider rapidement d’investir dans de nouvelles centrales nucléaires destinées à venir renforcer le parc actuel et, à terme, à le remplacer. Sans cela, la France sera à terme contrainte d’ouvrir de nouvelles centrales à gaz et elle perdra cet avantage pour l’environnement, la société et l’économie.

Enfin, la réduction de la consommation d’énergie (à la fois sobriété et efficacité), l’électrification des usages, la flexibilisation de la demande électrique, le développement de certains moyens de stockage comme les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) et les services réseau rendus par les véhicules électriques (Vehicle to Grid ou Vehicle to Home), ainsi que la promotion des énergies non fossiles et bas carbone thermiques (biogaz, pompes à chaleur, solaire thermique…) sont autant de leviers à actionner simultanément pour réduire notre exposition aux combustibles fossiles dans tous les secteurs.

Sources / Notes
  1. European governments consider billions in aid to weather soaring gas prices, Financial Times.
  2. Ibid.
  3. En pratique, l’approvisionnement en gaz s’appuie sur différents contrats, dont certains de long terme. Tout l’approvisionnement gazier n’est donc pas dépendant des prix spot.
  4. Soit un prix du gaz de 100 €/MWh contre 30 €/MWh avant le Covid, le surcoût est de 70€/MWh de gaz. Pour une centrale ayant un rendement de 60%, le surcoût est donc de 117 € (arrondi à 120€) par MWh électrique.
  5. Regarder les données de marché de RTE éco2mix pour s’en convaincre.
  6. Sauf si l’augmentation du prix de l’énergie entraîne une destruction de demande compensant ce surcroît d’émission.
  7. Commission de régulation de l’énergie
  8. Info Contexte - Le « vrai coût » du nucléaire d’EDF est de 48 euros, 10 septembre 2020.
  9. P. Hacquard, M. Simoën et E. Hache, Is the oil industry able to support a world that consumes 105 million barrels of oil per day in 2025?, Oil Gas Sci. Technol. – Rev. IFP Energies nouvelles, 74 (2019) 88.
  10. M. Cordiez et B. Louvet, « Coronavirus : déjà complexe, la situation pétrolière devient critique », Marianne, 2 avril 2020.
  11. IEA, World Energy Outlook, 2018
  12. US shale drillers cannot contain oil price rise, Pioneer boss says, Financial Times.
  13. https://oilprice.com/Energy/Energy-General/Oil-Major-Total-Sees-10-Million-Bpd-Supply-Gap-In-2025.html
  14. Rencontre des entrepreneurs de France
  15. https://www.youtube.com/watch?v=RmzByMzYfHU

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Commentaire

PierB

Si en Europe on peut encore preferer brûler du charbon pour produire de l'électricité c'est que nos décideurs ont fait une grosse erreur quelque part. Et ce n'est pas le chèque énergie qui la corrigera.
On entend de plus en plus dire qu'il ne faut pas rejeter le nucléaire, on pourrait rajouter qu'entre plusieurs maux Il faut choisir le moindre.

pe

excellente analyse! qui montre que la position européenne sur la taxonomie nous envoie dans le mur. En effet privilégier le gaz par rapport au nucléaire pour produire de l'électricité n'est ni bon pour le climat ni pour le porte monnaie ni pour l'indépendance de la France.

Larderet

Excellent article par sa clarté et sa pédagogie. Il faudrait qu’a minima, nos dirigeants prennent connaissance de sa conclusion afin qu’ils ne puissent pas dire : on ne savait pas…

Ddu

Excellente analyse ! Merci.

MLG

Je rejoins les commentaires précédents en vous remerciant pour cet excellent article.

studer

La solution pour lutter contre l'envolée des prix du gaz à court terme, qui est de réduire les taxes sur l'électricité (essentiellement celles qui financement le développement des énergies dites renouvelables) n'est financièrement possible que si... on réduit en même temps les subventions à ces énergies.
L'Espagne l'a fait, cela nécessite pour l'Etat de revenir sur des contrats "juteux" avec les promoteurs éoliens et solaires, en réduisant ou supprimant ces subventions vu les énormes bénéfices déjà réalisés par ces promoteurs, au détriment des consommateurs. Mais notre gouvernement en aura-t-il le courage ???

Energie+

On paie la gabegie énergétique du "tout" nucléaire qui a initialement déployé les chauffages et chauffes-eau de type "grilles-pain" qui ont abouti a quelques 8 millions de personnes en précarité énergétique "électrique" sur les 12 millions en précarité énergétique, et écarté les autres technologies et approches peu carbonées.

Cela n'a ainsi pas permis de développer assez les réseaux de chaleur couplés notamment au solaire thermique qui a de bien meilleurs coefficients de performance que les pompes à chaleur (jusqu'à 80 pour le CSP contre moins de 3 en moyenne dans les enquêtes pratiques sur le terrain) et qui, si nécessaire couvre 100% des besoins annuels ECS + chauffage avec stockage inter-saisonnier.

Et pourtant par exemple à Drake Landing au Canada, comme au Nord de l'Europe ils font çà depuis près de 15 ans avec des couvertures à 100% de leurs besoins énergétiques et leur climat est bien plus froid qu'en France. Le prix moyen de l'énergie d'un réseau de chaleur au Nord de l'Europe est de 35 à 38 euros le MWh et certains réseaux au Danemark sont à 24 euros/MWh.

C'est évidemment bien moins que les 130 euros/MWh de l'EPR1 et que les espérés 75 à 86 euros des EPR2 à une seule enceinte moins sécurisés et contestés par le CEA et l'ASN.

Les renouvelables ont des potentiels de baisse des prix plus fortes que le nucléaire sans ses risques majeurs ni déchets d'ultra-longue durée, ni risques majeurs également en cas de conflits, et sur les plus de 300 types de stockages répertoriés dans le monde il en existe une centaine à rendement élevé déjà compétitifs ou sinon à court terme et les Etats-Unis comme la Chine entre autres tiennent à être les leaders de ce marché en forte croissance dont on voit émerger plusieurs technologies pertinentes. Ils nous ont déjà largement devancés quand nous sommes encore rivés à notre passé.

Le couple énergies renouvelables + stockage se présente donc comme plus pertinent et bien plus universel au plan mondial que le nucléaire qui n'arrive pas à baisser suffisamment ses prix et qui n'exporte quasiment pas et EDF est en plus surendetté tout comme l'Etat français, donc pourquoi accroître encore la charge financières pour des technologies dépassées par d'autres et que l'on n'exporte quasiment pas.

Donc ne commettez pas la même erreur de raisonnement des gens qui ne prennent pas la peine de passer en revue l'ensemble des technologies disponibles ou sous peu disponibles dans le monde et les meilleures approches à la fois plus sûres, plus pertinentes et plus économiques.

En outre un EPR répond à l'offre/demande réseau avec un décalage d'au moins 1/2 heure quand la plupart des stockages répondent à la seconde et ont des frais de maintenance inférieurs.

Regardez en détail ce que font les équipes les plus en pointe dans le monde et vous constaterez que ce n'est certainement pas le nucléaire qui s'impose, ni économiquement ni techniquement sinon ses parts de marchés seraient supérieures au 6 à 12% envisagées par l'Agence internationale de l'énergie atomique elle-même à horizon 2050, soit bien moins que les renouvelables et le stockage qui ont déjà dépassé la production nucléaire mondiale.

En outre il n'est pas cité dans cet article les bâtiments passifs et à énergie positive qui traînent à se développer en France alors que tout bâtiment peut-être producteur d'énergie car il reçoit en moyenne à l'année plus de 3 fois l'énergie qu'il consomme en Europe.

En outre comme le soulignait une étude récente du NREL on peut abaisser rapidement de 33% la consommation d'un bâtiment par la seule meilleure gestion énergétique, c'est plus pertinent et durablement économique que la permanente gabegie nucléaire

De plus les évolutions récentes dans les moteurs électriques qui sont très présents dans les bâtiments (asenceurs, réfrigérateurs, machines, volets etc) permettent des baisse de consommation jusqu'à 64%

De même il n'est pas rendu obligatoire l'intégration de solaire hybride et thermique en neuf et rénovation comme dans plusieurs pays, çà nuirait au nucléaire, ni assez soutenu l'autoconsommation (çà nuirait encore au nucléaire) alors que ce sont clairement des modèles de baisse des factures et prix comme d'être bien moins dépendant des fluctuations du marché voire de plus en plus souvent autonomes.

On réalise encore des toits à l'ancienne comme au Moyen-Age alors que des modules intégrant charpente, isolation, solaire hybride etc fabriqués en usine sans défauts et montés rapidement sur place en substitution de matériaux, donc avec un très bon bilan, peuvent être très vite amortis et profitables, comme des programmes de R&D européens l'ont permis avec des sociétés comme Mas Roof en Italie.

Avant de rajouter des réacteurs nucléaires comme par le passé il faut pousser le développement de toutes les autres approches peu carbonées bien plus intégrables localement et plus universelles à exporter dans le monde que le nucléaire dont on exporte quasiment pas de réacteurs et qui est en situation d'échec à devoir être nationalisé et renfloué à notre charge et donc le bilan global est assez mauvais comparé à ce que l'on aurait pu faire sans cet extrémisme "tout" nucléaire pour l'intérêt d'une minorité

Ddu

Economies d'énergie, reouvelables, stockage, nucléaire: le monde entier aura besoin de tout pour essayer de remplacer en partie les 85% d'énergies fossiles et tendre vers le zero carbone. La priorité ne devrait pas être au démantèlement du nucléaire, mais aux économies d'énergie.

Hervé

@ Energie+ J'ai du mal a comprendre en quoi le choix du nucléaire aggraverait la situation de pénurie de gaz... Pour le moment, on n'a pas de pénurie d'uranium. Le problème est justement qu'on n'a pas de "tout nucléaire" car le programme "tout nucléaire" a été avorté avant sa mise en place...

Autres Remarques:

Le monde de l’énergie ne se résume pas au chauffage. Ce point a été assez mal géré en France depuis des décennies certes, mais ce n'est qu'une partie du problème et pas la plus grosse! (ça aurait été la plus facile à régler si on n'avait mas mis les sous dans la décoration des montagnes ...)

Concernant les réseaux de chaleur, il faut rappeler que lorsque vous avez les niveaux d'isolation des exemples que vous citez, sous nos latitudes il n'y a plus tellement besoin d’énergie pour chauffer. Dans le domaine du génie climatique une solution viable sous un climat ne l'est pas forcément sous un autre. J'ai un collegue qui habitait dans un bâtiment de ce type au sud de la France (stockage solaire... cas exceptionnel batiment trés bien conçu aussi) Sauf que le montant des charges pour entretenir l'ensemble était exorbitant. Le pire c'est qui a passé un hiver sans chauffage car fuite sur les radiateurs: il n'a pas eu froid car l'isolation + apports thermiques divers a suffi pour maintenir 20°C...

Concernant les bâtiments dits "à énergie positive..." Si c'est pour annuler le total de la surproduction PV d'été et la surconsommation d'hiver, on va dans le mur... La vraie solution technico-économiquement accessible depuis 30 ans (pour le neuf) est d'avoir des VRAIS bâtiments de vie passifs (forte isolation + forte inertie) . Pas les grosses merdouilles "RT Passoires" qu'on bâtit ici et là actuellement. Le fait de mettre ou pas des panneaux PV sur le toit est un sujet autre, qui n'a pas grand chose à voir.

Vous avez raison sur le fait que le nucléaire est peu utilisé, mais faut reconnaitre aussi que les autres pays ont généralement soit des ressources ENR réellement vertes en abondance ( bois, hydraulique), soit un bilan carbone lamentable, soit un niveau de vie lamentable.

Le nucléaire réglera pas tout mais en attendant les progrès nécessaires, il reste une solution relativement dangereuse pour alléger certains problèmes potentiellement beaucoup plus dangereux que lui.
Pour y arriver, ça signifie monter un mix énergétique complet (électricité et autres) qui soit optimisé dans son ensemble pour être à la fois peu cher, performant, avec très peu de CO2 (émissions directes ET INDIRECTES) soit peu consommateur de combustibles et de matières premières.

Energie+

@ Hervé : Je n'ai pas fait de lien entre gaz et nucléaire. Uniquement entre courbe économique en U du nucléaire + peu d'efficacité de l'approche "tout nucléaire" qui a mis à l'écart les autres approches peu carbonées, plus durables et au final moins coûteuses qui se développaient aussi dans les années 70 et suivantes (réseaux de chaleur, solaire thermique, efficacité énergétique, isosation des bâtiments, hydro etc). On a couplé nucléaire et chauffages et chauffes-eau de type "grilles-pain" : bilan final une gabegie énergétique, une thermosensibilité record avec des coûts globaux élevés, des pertes de compétences et des marchés dans les autres secteurs énergétiques peu carbonés en essor plus global et rapide, un secteur nucléaire français qui ne représente presque plus rien au plan mondial et qui va devoir être renfloué, 8 millions de personnes en précarité énergétique "électrique" etc. Etait-ce un bon bilan global : après analyse approfondie objective et indépendante, certainement pas et certains voudraient persister dans ces erreurs.

Pour mémoire la chaleur représente en France (et globalement dans le monde aussi, sauf que c'est alors la climatisation qui est à prendre en compte dans la moitié Sud) 52% de l’énergie finale consommée, ce qui est sans doute plus que ce que que vous semblez imaginer, et avant que le parc immobilier soit intégralement en bâtiments passifs il coulera malheureusement encore beaucoup d'eau sous les ponts. Les logements anciens en France consomment en moyenne 4 à 6 fois plus que les nouvelles constructions. on aurait pu s'en préoccuper plus tôt depuis les années 70, on aurait gagné du temps plutôt que de se focaliser sur le "tout nucléaire" dont le bilan final n'est pas aussi bon qu'on le prétend, tous paramètres confondus. Le secteur qui consomme le plus de chaleur est justement le bâtiment (résidentiel-tertiaire), il absorbe 2/3 de la production nationale (suivi par l'industrie : 1/3). Le principal usage de chaleur est le chauffage. La production d’eau chaude sanitaire représente 10 à 15% en moyenne sur le parc existant. Dans les bâtiments récents, conçus pour limiter les besoins de chauffage, la part de l’eau chaude sanitaire devient, en proportion, plus importante. Le chauffage en France et à cause d'une politique "tout nucléaire", par définition trop exclusive qui a privilégié ce secteur pour le financer, au dépend des autres approches peu carbonées pourtant très efficaces et utiles, a abouti à un phénomène de pointe très marqué et des solutions globales peu efficientes qui ont généré jusqu'à présent quelques 8 millions de personnes en précarité énergétique "électrique" sur 12 millions en précarité énergétique. Le secteur automobile fait de même en vendant des véhicules lourds peu profilés et quand le prix de l'énergie augmente on a chaque fois une une crise et on doit renflouer les constructeurs qui recommencent de nouveau une fois la crise passée et ainsi va le commerce. Mais à présent EDF comme l'Etat sont surendettés, donc il faudrait peut-être aborder sérieusement ces questions.

Des politiques qui ne connaissaient pas le secteur de l'énergie se sont laissés guidés par des marchands d'énergie et ont vu les recettes que çà pouvait apporter à l'Etat au lieu de privilégier une meilleure efficacité, sobriété et économie globale finalement plus pertinente pour tout le monde.

Vous avez entièrement raison d'apprécier les bâtiments passifs les meilleurs mais le parc se renouvelle au taux de 1% par an et comme vous le dîtes pas chaque fois avec un niveau optimal. C'est une des bonnes approches. Mais l'une de celles qui lui est complémentaire est le secteur des réseaux de chaleur car le parc immobilier est majoritairement ancien et tout le monde ne peut pas rénover de façon rapide et optimale. Les réseaux de chaleur peuvent intégrer de manière optimale le solaire thermique (qui atteint des Cop de 80 plusieurs mois de l'année par exemple en solaire CSP et dont les niveaux sont également élevés en solaire thermique plan) et toutes les nombreuses sources de chaleur et froid perdues (entreprises, bâtiments surproducteurs en énergie qui permettraient d'éviter l'utilisation de surfaces alors que la plupart des toitures sont encore inutilisées en matière d'énergie et la loi oblige seulement 30% de solaire ou du végétal pour la biodiversité, etc). Il faut y ajouter la géothermie encore très peu utilisée alors qu'elle a évolué, ses prix baissent et permet dans bien des cas de récupérer des matières premières utiles, lithium, cuivre etc et s'avère plus efficace désormais dans plus d'endroits qu'auparavant. Mais aussi ce qui arrive : la carbonisation hydrothermale (autour des 200°C) et la gazéification hydrothermale (autour des 600°C), en plus des autres calories et sources d'énergies comme de composants perdus de nos eaux usées (la seule gazéification hydrothermale a un potentiel de près de 140 TWh à horizon 2050 selon Enea)

Vous avez raison de mettre en priorité l'efficacité énergétique. Mais ensuite vous n'utilisez pas les bâtiments, leurs surfaces perdues alors qu'il n'y a quasiment plus de surcoûts, voire c'est immédiatement rentable et la production locale d'énergie, quelle soit sous forme de chaleur, froid et électrique. Le solaire vient pourtant en substitution de couverture de toitures comme de façades et de manière la plupart du temps plus résistante (tempêtes, etc) et durable dans le temps en plus de baisser les charges des habitants et de pouvoir diminuer les grands réseaux par nature coûteux alors qu'en matière de stockage local durable de chaleur/froid comme d'électricité on commence à savoir de mieux en mieux faire et avoir des solutions.

Dans l'industrie la majorité des besoins en température peut être apportée par les différentes forme de solaire. Le complément hivernal se fait selon les niveaux de température requis, par les pompes à chaleur très haute température, le biogaz, les différentes sources de biométhane, à terme l'hydrogène etc

Le nucléaire avait de fortes ambitions dans les années 80 et s'est heurté aux réalités économiques donc le marché ne s'est pas dévelopé comme certains le pensaient à tort et n'a pas su évincer les énergies fossiles puisque ses prix n'ont jamais baissé autant que les renouvelables, qui elles évincent bel et bien les fossiles et évincent le nucléaire qui doit s'adapter et c'est sans doute un juste retour des choses après qu'il ait cherché à évincer ces secteurs. Certains pays ont voulu utiliser le gaz en flexibilité, parfois pour des raisons géopolitiques (les diverses ressources russes intéressent l'industrie allemande et la Russie a besoin de ressources financières comme de certains savoir-faire) et n'ont pas su anticiper la baisse des prix du stockage comme auparavant celle de prix des renouvelables. De même ils n'ont pas toujours utilisé les meilleures approches : par exemple on constate que l'Allemagne, comme la Grande Bretagne comme la plupart des pays insistent désormais au plan scientifique et techniques sur la pertinence des réseaux de chaleur/froid qui à basse température atteint vite des Cop moyen de plus de 10. Et lorsque vous réglez le problème de la chaleur/froid des bâtiments et de l'industrie, comme je l'ai rappelé plus haut, vous avez réglé la majeure partie du problème énergétique en l'état actuel de la consommation d'énergie. En stockage dit de longue durée les différentes techniques qui émergent et sont en forte croissance, voient leur prix baisser rapidement et ce secteur attend actuellement seulement un cadre juridique pour apporter ses différents services et souligne qu'il est prêt (stockage, régulation tension et fréquence réseau) et le stockage de très longue durée lui aussi est sur les rangs pour le complément et évolue avec l'essor de la part des renouvelables qui s'imposent désormais dans le monde et dans toutes les projections.

Vous citez un exemple de chauffage solaire individuel. On peut aussi citer dans les solutions parfois plus simples le couplage solaire hybride (PV + thermique) + pompe à chaleur qui couvre 100% des besoins de chaleur/eau chaude/et froid et une bonne partie voire la totalité des besoins électriques avec des Cop proches de 7. C'est le cas de Li-Mithra en France et autres. Et lorsque que l'on ne veut pas de panneaux solaires hybrides qui ne s'intègrent pas toujours esthétiquement, on a des tuiles solaires hybrides type Nelskamp (Allemagne). Il y a des quartiers des années 1930 notamment aux Pays-Bas qui couvrent 100% de leurs besoins énergétiques avec le couplage solaire hybride et pompe à chaleur. Au Danemark des villes avec des réseaux de chaleur à 100% de solaire thermique avec stockage inter-saisonnier et des prix parfois aussi bas que 24 euros/MWh contre une moyenne autour des 38 euros le MWh dans la moitié Nord de l'Europe et plus bien sûr en France qui doit se remettre de ses excès de nucléaire et rattraper ses retard. On commence timidement à intégrer le solaire thermique aux réseaux de chaleur, notamment à Pons, Châteaubriant etc et des entreprises françaises comme NewHeat fournissent aux villes comme à l'industrie avec Dalkia et des capteurs type Savosolar (Finlande) ou encore des entreprises comme Accenta qui utilise le couplage solaire et stockage sous forme de forages de faible profondeur pour tous les types de bâtiments. Donc on peut aller vite et réduire fortement les besoins d'énergie comme diminuer des réseaux et coûts via des approches locales (pour mémoire on transfère en moyenne 5 fois plus d'énergie par canalisations que par câble à coût identique). L'idée que le nucléaire centralisé des années 70 reste la solution est à remettre complètement en cause en privilégiant d'abord l'efficacité énergétique, la sobriété etc, ensuite les intégration locales qui évitent les réseaux, ensuite les renouvelables qui ne comportent aucun risque ni déchets, dans le cas où elles sont compétitives et au pire du nucléaire s'il en est besoin. Mais tout cela se modélise très bien au plan local, régional et national. Et il y a lieu de tenir compte des évolutions technologiques dans tous les domaines concernés. Par exemple les pompes à chaleur thermo-accoustiques bientôt commercialisées ont pas mal d'atouts et une forte durabilité comparées aux pompes actuelles actuelles les meilleures (plus de 30 ans, pas de gaz à effet de serre, meilleur Cop, possibilité de récupérer des énergies perdues pour faire du chaud ou froid à bord de navires etc)

Hervé

J'ai du mal a vous suivre. Vous me citez comme exemple les pays bas, qui ont un bilan GES trés discutable et qui n'ont quasiment pas amélioré leurs chiffres depuis les années 70 selon wikipedia: https://fr.wikipedia.org/wiki/Liste_des_pays_par_%C3%A9missions_de_diox….

Le Danemark a des résultats relativement corrects, légèrement moins bons que la France, sachant qu' il faut garder à l'esprit que leur système s'appuie copieusement sur les lacs norvégiens ainsi q'une exposition aux vents remarquable. Je ne dit pas que c'est mal, mais c'est une situation qui n'est absolument pas "scalable". Pour le reste c'est un ensemble de facteurs, dont notamment l'efficacité énergétique qui leur permet d'avoir ce chiffre. D'autre part les dépenses des Danois pour leur logement (28.7% du budget des ménages) comparé à celui des français (20%) ne semble pas corroborer vos affirmations sur le fait que le modèle Français serait si mauvais. https://www.btrade.ma/fr/observer-les-pays/danemark/approcher-consommat…

Les réseaux de chaleur font certainement partie de la construction d'un système efficient, à développer la ou ils présentent un intérêt, s'il existe vraiment. Par ailleurs, rien ne leur empêche d'être nucléaires, la seule centrale de Nogent serait apte à chauffer Paris en cogénération https://www.connaissancedesenergies.org/sites/default/files/pdf-pt-vue/…

Bon après il se fait beaucoup de choses. Certaines sont très valables, d'autres moins, d'autres pas du tout. Le résultat de la politique énergétique s'évalue sur le global, et force de constater que la France a eu très tôt de très bons résultats dans ces domaines (depuis les années 90...) et que ça n'a plus beaucoup évolué depuis...

Energie+

@ Hervé : je n'ai fait aucune comparaison entre pays car ils ont des situations, histoires, ressources, climats, géographies, parts d'industries etc différents donc c'est un peu comparer des choux et des carottes d'autant que par exemple l'Allemagne a démarré sa transition de manière effective (2006) environ 33 ans après la mise en place du nucléaire en France (qui n'a jamais été implanté, dois-je le rappeler, pour décarboner), donc imaginez dans 33 ans, vous verrez que l'Allemagne aura très largement dépassé notre stade actuel et étant déjà largement bénéficiaire dans sa transition alors que nous sommes surendettés pour EDF comme pour l'Etat, l'écart n'en sera que plus grand vus les exportations de l'Allemagne dans les domaines cleantech (près de 370 milliards d'euros par an actuellement et avant 2030 près de 900 milliards d'euros par an, nous sommes vraiment loin derrière dans ce seul domaine et ce sera très difficile à rattraper). Si vous cherchez à démontrer que le nucléaire décarbone mieux que les renouvelables alors connectez vous à des sites scientifiques et économiques et vous verrez que plusieurs études (ce qui génère des méta-études) démontrent que les renouvelables décarbonent au moins aussi bien que le nucléaire mais plus vite et de plus en plus à meilleur prix.

Mais je soulignais simplement qu'il y a de nombreuses technologies et approches énergétiques au cas par cas et que dans plusieurs pays certaines sont très pertinentes à reprendre ou à accroître. Je ne parlais pas des politiques "globales" de chaque pays, sinon que pour la France où il y a eu plein de trous dans la raquette avec des conséquences quelques 12 millions de personnes en précarité énergétique, peu d'évolutions dans notre indépendance énergétique (la part électrique n'est que d'environ 23%) et notre efficacité énergétique depuis quelques décennies, des pertes de marchés importantes, de compétences dans plusieurs domaines énergétiques, une fracture sociale où l'énergie a une part de responsabilités etc Bref on a beaucoup à faire plutôt que de se comparer à d'autres qui ne sont pas exactement comparables alors que nos centrales nucléaires sont vieillissantes et que les problèmes et coûts sont devant nous. Espérons qu'il n'y aura pas entre-temps non plus un accident nucléaire car là ce sera plus que complexe de s'en sortir.

De plus la France a choisi de développer des services plutôt que de conserver sa part d'industries (seulement 11% en France, 25% en Allemagne, autour de 20/21% en Espagne et Italie etc). Si l'on tient compte des importations, les émissions carbone par français sont de 11,5 tonnes par an selon le Haut conseil pour le climat, donc pas si éloignées par exemple des allemands et c'est ce qui compte pour le climat. D'où la nécessité d'agir sur plusieurs aspects à la fois.

Vous me parlez des dépenses "globales" de logements des danois et français de source OCDE généraliste, une part comparativement plus importante de français vivant en zone rurale quand les scandinaves vivent plutôt dans des villes, vous comparez une fois encore un peu des choux et des carottes. Il faut faire des analyses plus fines et rentrer dans le détail des frais, taxes et factures uniquement liées à l'énergie car par exemple, dans le prix de l'électricité au Danemark il y a une taxe qui sert uniquement au budget de l'Etat. Elle n'a rien à voir avec l'énergie. On l'enlève et les prix baissent nettement. Le détail des prix a déjà été établi par exemple pour l'Allemagne alors que beaucoup disent que les prix y sont élevés mais ils ne détaillent jamais les taxes et ce à quoi elles s'appliquent ni leurs retombées positives et ne distinguent par les prix aux particuliers et entreprises, les recettes liées au fait que plus de 55% des allemands touchent des revenus des renouvelables etc. Donc ce type de comparaisons sommaires n'aboutit à rien pour permettre des choix objectifs.

Vous citez un rapport d'étudiantes sur les réseaux de chaleur couplés à des centrales nucléaires, en l'espèce celle de Nogent. Plusieurs études ont été faites depuis longtemps sur ce sujet et vous pouvez en trouver plusieurs sur internet. Il y a très peu de centrales en France qui pouvaient avoir un intérêt pour çà et cela supposait beaucoup de conditions qui n'étaient pas réunies en l'état. EDF aurait pu le faire via Dalkia mais n'a pas estimé l'approche notamment assez rentable. Lorsque vous avez un réseau qui déjà part avec 120 km de distance de handicap avec une partie très urbanisée, vous cumulez ensuite pas mal de problèmes dont des surcoûts d'entretien, des problèmes importants en cas de rupture de canalisation, la nécessité de la compétitivité avec d'autres sources etc. Il reste en outre à comparer ces grand travaux très coûteux à des pompes à chaleur par exemple géothermiques locales connectées directement au réseau de chaleur parisien et autres qui en pratique ont des cop moyen de 4 à parfois plus de 7 (on dépasse les 10 en basse température) et au solaire thermique CSP ou autre qui lui a plusieurs mois par an des cop de l'ordre de 80 et qui s'implante directement sur des toits par exemple de bâtiments publics et autres, là où l'on en a besoin et le stockage de chaleur on sait faire. Avec les 2 milliards d'euros base 2012 il y a certainement mieux à faire avec de meilleurs coefficients de performance et des réseaux plus sûrs car multi-sources (solaire thermique, géothermie, sources de chaleur/froid perdues, pompes à chaleur etc) et véritablement locaux.

Hervé

Je ne peux pas commenter tout faute de temps.
Dans la première phrase vous dites l’Allemagne ont commencé .. en 2006...) Bon, ça a donné quoi? Et surtout au rythme ou ils vont, ils auront fini quand? Parce qu'il est la le problème: au rythme ou on rejette du CO2, il serait bien d'avoir bouclé une division par 5 des émissions de GES dans 20 ans. Il faudrait donc se réveiller, donner un sacré coup d’accélérateur chez nos voisins (accessoirement il serait intelligent d’investir dans des solutions qui marchent sans défoncer l'environnement...). L'argument de l’industrie n'est pas inexact mais largement exagéré. Les industries fortement consommatrices ne sont pas en Allemagne, ils ont beaucoup de PME, ils font du haut de gamme peu énergivore. Leur industrie émets un peu plus que la notre mais c'est aussi du fait d'une orientation très axée sur les fossiles. Vous avez les chiffres ici: https://allemagne-energies.com/bilans-energetiques/ . Ce qui plombe principalement les résultat de l'Allemange, c'est leur refus du nucléaire... Chez nous aussi, faut progresser, mais une partie est déjà bien avancée...

Concernant nogent oui, j'ai mis en lien le premier que j'avais trouvé mais oui ces trucs la sont généralement optimistes et c'est la raison probable pour laquelle ça n'a pas été fait. Cela dit entre un projet en CSP et ça , pas sur que le solaire gagne économiquement ...

tatone

Encore un commentaire pour affirmer que le principal combat n'est contre le réchauffement climatique et la hausse des coûts de l'énergies mais contre.....le nucléaire !!!! Où serait la France aujourd'hui sans son parc de réacteurs ? Les ronds-points seraient colonisés en permanence par les GJ !!!

tatone

Energie +: vous dites qu'un "EPR répond à l'offre/demande du réseau avec un décalage d'au moins 1/2 heure quand la plupart des stockages répondent à la seconde et ont des frais de maintenance inférieurs": c'est complètement inexacte!
Le réglage offre/demande du réseau est réalisé grâce au réglage primaire et au réglage secondaire agissant sur les moyens de production. Or le réglage primaire de toutes les grosses centrales pilotables de tout type (nucléaires ou thermiques) répond en quelques secondes aux perturbations rapides de la fréquence grâce à l'inertie des turbo-alternateurs; ceci n'est pas le cas des éoliennes ou des panneaux solaires qui n'ont aucune possibilité de faire cela. Et le stockage ne permet pas non plus une réponse équivalente en cas de gros transitoires. Vous vouliez plutôt parler du réglage secondaire qui intervient plus tard pour adapter finement la production d'électricité à la demande pour ramener la fréquence à 50 Hz. Dans ce cas les centrales pilotables ont certes un temps de réponse de quelques minutes mais ....ils peuvent en définitive bien répondre à la demande (notamment quand il s'agit d'augmenter la production), alors que les moyens de stockage (tous les moyens connus et développés à ce jour hormis les barrages hydrauliques) ont un potentiel réduit. Les coûts de production et d'exploitation (+ les coûts de maintenance et de démantèlement) de ces moyens de stockage devraient être comptabilisés dans le véritable coût des renouvelables pour avoir une comparaison honnête entre les moyens pilotables et les sources intermittentes de production

Vincent

Bonjour,
Quelqu'un peut-il m'expliquer pourquoi le gouvernement ne relève pas le montant du guichet ARENH à 150 TWh par exemple? Ceci permettrait d'absorber une part non négligeable de la hausse des prix en mettant sur le marché un quota plus élevé d'électricité à 42 euros/MWh.
Merci d'avance.

Tom

Pourquoi, M Cordiez, n'envisagez-vous pas dans votre analyse l'intérêt stratégique du photovoltaïque et de l'éolien (2 énergies renouvelables, donc aussi décarbonées, et de plus largement à maturité technique et économique) pour stabiliser les prix de l'électricité en France contre les fluctuations des énergies fossiles?

Par ailleurs, il me semble que le nouveau nucléaire n'aura pas le prix de celui vendu aujourd'hui dans l'ARENH, dont le "H" (Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique) sous-entend "déjà amorti". Un EPR type Hinckley Point produisant un MWh nucléaire à 110 euros est-il préférable à des éoliennes ou du photovoltaïque à 55 - 65 euros /MWh dans les derniers appels d'offre CRE?

Hervé

Bonjour,
Le solaire et l’éolien sont par nature instables.
Le solaire produit principalement en été quand la demande est faible . Du fait de sa cohérence avec la variation jour nuit, en mettre un peu peut être intéressant mais le bénéfice n'est réel que si on ne dépasse pas une certaine puissance, ce qui limite grandement le potentiel.

L’éolien bien qu'en moyenne meilleur en hiver est trop erratique et son profil nécessite des moyens de stockage qui n'existent pas à un cout technico-économique et écologiquement abordable.

Ce sont des moyens de production électriques qui permettent d'économiser du combustible mais ne remplacent aucune centrale pilotable. Ce qui n'a absolument aucun intérêt pour la France du fait de son mix très nucléaire . Pour qu'ils deviennent intéressant, il faudrait remplacer le nucléaire par du gaz, ce qui est un choix trés discutable surtout dans ce contexte ou toute hausse de consommation de gaz aura un impact cout désastreux.

Concernant les couts que vous citez pour l’éolien solaire , ils sont incomplets car doivent intégrer le cout du backup . Je vous invite a visionner le documentaire https://www.youtube.com/watch?v=Vf9EbpzDvoY concernant l’éolien. La situation du solaire PV rejoindra cette analyse quand on dépassera les 25GWc

L’intégration réelle de ces énergies sera possible quand on aura inventé la technique de stockage adaptée, en attendant, ils ne peuvent pas stabiliser les cours, en fait si on en mets beaucoup, ils auront l'effet exactement inverse.

Energie+

@ Hervé :

Vous devriez lire des sources scientifiques et économiques indépendantes et des revues professionnelles spécialisées notamment sur le stockage au lieu de diffuser des vidéos simplistes de lobbying anti-éolien avec notamment Jean Louis Butré qui n'est pas compétent et a passé son temps à dénigrer l'éolien avec une série de fake news etc et des gens qui n'ont jamais été formés aux renouvelables et/ou sont retraités et ont souvent occupé des fonctions ne leur donnant pas toutes les compétences requises pour donner des avis complets, objectifs et pertinents.

Beaucoup de pays et d'Etats comme la Californie parmi d'autres se dirigent vers les 100% renouvelables en plus des 11 pays qui y sont déjà ou sinon presque. Il y a plus de 200 études scientifiques (revues par leurs pairs) et modélisations très poussées sur des mix 100% renouvelables. Bien plus encore si l'on compte celles des opérateurs de réseaux, fournisseurs d'énergie, organismes spécialisés sur le sujet etc. Certaines font plus de 1000 pages. On en réalise régulièrement également pour optimiser des portions de réseaux.

Concernant le stockage les études scientifiques en ont recensé plus de 300 types dans le monde dont une centaine à rendement élevé et, soit déjà à coût compétitif, ou sinon proche de l'être. Vous pouvez par ailleurs constater à titre de confirmation la croissance de ce marché, signe que les prix deviennent compétitifs. Et avoir une confirmation supplémentaire par le fait que parmi d'autres des fabricants comme Highview Power (air liquide) qui n'est pourtant pas le moins coûteux et a déjà des compétiteurs dans le stockage via C02 qui a des prix plus bas, ont du mal à fournir la demande de plusieurs pays.

Donc réveillez vous car vous avez plusieurs trains de retard, l'énergie est un secteur qui avance vite avec quelques 18 millions de personnes dans ce domaines dans le monde et sans doute 26 millions d'ici 2030, donc on ne regarde pas dans le rétroviseur mais devant soi.

On a déjà des prix de stockage dans les 40 euros par MWh et certains annoncent 16 euros/MWh sous peu.

En éolien flottant qui était pourtant considéré comme le plus cher et a des facteurs de charge de plus de 40% en moyenne et dont l'Europe dispose d'un des plus importants gisements venteux mondiaux, la Chine lance une éolienne flottante de 16 MW et est déjà dépassée par la Norvège qui prévoit 4 fois plus avec 117 mini-turbines combinées.

Le prix de l'éolien flottant était estimé entre 35 et 60 euros le MWh d'ici 2030 dont un groupe français qui prévoyait 35 euros le MWh d'ici là avec sa turbine de 15 MW, les norvégiens annoncent ce prix dès 2024.

Les intervenants dans le stockage indiquent qu'ils sont techniquement prêts et n'attendent qu'un cadre juridique car le législateur suit toujours la technologie avec un temps de retard. Les stockages répondent aux besoins de fréquence et tension la plupart en secondes alors que les EPR ont un délai d'au moins une demi-heure donc nécessitent comme les renouvelables de la flexibilité et du stockage. Idem à l'heure actuelle pour les SMRs

Vous devriez savoir que non seulement le gaz peut coûter cher lors par exemple d'une reprise économique comme actuellement, que le prix du C02 augmente, mais les frais de maintenance des centrales gaz sont parmi les plus élevés pour faire face à la variabilité des renouvelables. Donc ce n'est pas le mode le plus pertinent en stockage primaire et secondaire.

En outre regardez précisément sur les modélisations climatiques les absences réelles de vent en Europe et en France comparées aux périodes de surplus et par ailleurs les besoins réels de stockage. Combien de gens parlent de çà "au doigt mouillé" ou avec les schémas gribouillés et partiels de JM Jancovici qui n'est pas climatologue mais uniquement consultant donc généraliste, alors que l'on dispose centres de R&D en Europe et de données météo très précises depuis plusieurs décennies, que l'on a modélisé maintes fois ces questions sur des pas d'offre/demande y compris de 3 secondes et sur plus de 30 ans, y compris dans des conditions climatiques extrêmes jamais vues en Europe, et que l'éolien n'est qu'une partie du mix que l'on peut faire varier en fonction des régions, pays, objectifs etc et que le stockage n'entraîne qu'un surcoût partiel.

Il est certain que si l'on raisonne en terme d'éolien couplé aux quelques 15 millions de chauffages de type "grilles-pain" recensés comme encore en place en France auxquels s'ajoutent les chauffe-eau du même principe, c'est beaucoup de gaspillages hérité du nucléaire qui coûte énormément aux français concernés dans leurs factures et que les renouvelables vont de pair, comme toute énergie le devrait pour réduire les impacts, avec l'efficacité énergétique, la sobriété, l'optimisation etc

Les études scientifiques sur le sujet dont celles de 2014 rectifiée en 2021 car elles était incomplète rappellent qu'avec la demande accrue d'uranium le bilan C02 du nucléaire français peut atteindre rapidement 200 g/C02/KWh en ACV et c'est sans compter notamment des aspects géopolitiques non pris en compte.

Vous devriez également savoir que la production éolienne et solaire a dépassé la production de nucléaire mondiale et pour rappel que l'Agence internationale de l'énergie atomique, pourtant d'habitude très optimiste sur le secteur qu'elle défend, n'estime la part du nucléaire qu'entre 6 et 12% de la production électrique mondiale à horizon 2050. La part majoritaire sera renouvelable bien au dessus du nucléaire même hors hydro.

Le problème de la variabilité est donc bel et bien pris en compte et ne constitue pas un obstacle majeur.

De plus aux Etats-Unis comme en Chine et tous les autres pays concernés, la part de nucléaire dans les modélisations ressort très faible : moins de 15% pour le NREL américain, idem pour le Naris qui inclue Etats-Unis plus Canada et 11 à 13% pour le DOE américain proche du gouvernement. La Chine n'aura à terme qu'une part de nucléaire inférieure à 12%, son mix sera majoritairement renouvelable. En Australie le nucléaire n'apparaît pas pertinent dans les modélisations des opérateurs, en Europe tous les pays font pas ou peu de nucléaire, nous sommes les seuls à être à 67% et même à 50% suite à la PPE.

Pour votre information et compte tenu de ces développements et changements, vous pouvez également vérifier que les Etats-Unis comme la Chine parmi d'autres se veulent leaders du stockage d'énergie et s'en donnent les moyens car ils ont bien compris les perspectives et nous nous sommes fait doubler et l'écart va une fois de plus se creuser fortement en notre défaveur avec nos concurrents.

Je ne sais pas si vous avez remarqué mais l'Etat français est surendetté, EDF est surendetté par ses aventures en Amérique latine et a vu ses valorisations fortement réduites par rapport à ses concurrents plus impliqués dans les renouvelables, et alors qu'il est en plus forte croissance dans les renouvelables et notamment dans l'éolien dont il espère une part importante du marché y compris en France comme il l'a déclaré, et il risque en plus de se heurte à certains candidats à la présidentielle aux discours simplistes, populistes et opportunistes qui déclarent "éolien basta" comme Xavier Bertrand et idem pour Marine le Pen, Eric Zemmour, Arnaud Montebourg, N Dupont-Aignan, complètement incompétents dans le secteur de l'énergie parmi beaucoup d'autres secteurs d'ailleurs, qui non seulement ne résoudront évidemment pas les problèmes intrinsèques du secteur nucléaire et alors que nos centrales sont vieillissantes et que l'EPR doit faire l'objet de réparations par les plus fiables ni sûres avec des colliers sur des soudures défectueuses pour gagner du temps, mais en plus nous feront perdre des années de retard supplémentaire alors que les renouvelables décarbonent aussi bien et plus vite que le nucléaire et étant beaucoup plus universelles dans le monde, et que nos réacteurs ne se vendent gère ni dans les temps impartis pour le climat, contrairement aux renouvelables et que nous sommes déjà dépassés dans la plupart des domaines énergétiques dont le stockage.

Hervé

Les "revues professionnelles"... publient des articles qui n’engagent que ceux qui y croient. Dans le domaine du stockage de l’électricité par exemple, les couts lorsque ils sont exposés (rare) sont toujours calculés dans des conditions optimales qui n'ont pas grand chose a voir avec la réalité. On rêve, on demande des subventions... On réinvente le fil a couper le beurre version 2021 (qui coupe le beurre pareil qu'avant...)
Par le passé on a eu MacPhy qui devait révolutionner le stockage de l’hydrogène pour les voitures, avec un "tout petit inconvénient très mineur" qui fait qu'en fait... b'en.... il semble que ça marche pas si bien que prévu...
Ensuite c’était le modèle de l'ile d'El-hierro monté au pinnacle qui devait faire 100% ENR pas cher (qui finalement en fait que 50% , malgré un "tout petit" investissement de 10000€ par habitant, soit 40000 pour une famille de 4 personnes) ... Curieusement on n'en parle plus beaucoup... Et la on parle de solutions techniques matures, pas de gris gris que personne n'a vu marcher... Bref, la vie n'est pas simple...

Qu'est ce qu'il en reste de tout ces trucs: une ardoise financière. Mais ceux qui ont vendu ces conneries se sont bien remplis les poches...

La Californie va faire, projette ... Mais ne fait pas... , leur mix dégueule des GES de partout, beaucoup plus que la France. OK ils sont mieux que les 100% charbon, mais loin du but! Pour "sauver la planète", ce n'est pas l'intention qui compte mais le résultat, et il doit être très bon.

Vous parlez de 11 autres pays fortement ENR, lesquels? J’espère que vous allez pas me citer la Norvège et similaires, ... qui ont des dispos hydrauliques favorables non dispo ailleurs (sinon le monde entier serait déjà 100% bas carbone...)

Vous citez l'éolien en mer à 35€... Le MWH du projet de saint brieuc il me semble que c'est 135€ pour une énergie aléatoire et non pilotable. Vous oubliez pas le 1 devant le 35? ... Ne confondez pas estimation et réalité, c'est souvent très loin, surtout quand il y a des subventions a ramasser!

Le documentaire sur l’éolien que je cite est fait par un anti éolien certes, une partie du contenu (sur l'impact psychologique) est discutable, mais les affirmations de la pluspat des intervenants tiennent la route et les faits exposés sont en général parfaitement exacts (ok y a qq coquilles mais ne change pas la validité de l'ensemble).

Vous savez Energie+ , c'est pas le papa noël qui mets les cadeaux sous le sapin après être passé par la cheminée....

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