mercredi 8 février 2017

Investir efficacement pour réussir la transition énergétique

http://www.sfen.org
Par Didier Beutier, 
membre de la Section technique « Économie et stratégie énergétique » de la SFEN 
07/02/2017
 
Commentaire: " Attendons que les EnRi puissent servir à quelque chose pour y investir des milliards. Enfin quelqu'un de lucide!"
JP Riou 
 
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Préserver le climat est devenu un impératif, alors, que nous voyons à l’œuvre dans le monde les premières conséquences négatives du réchauffement. Par conséquent, la première urgence de toute politique énergétique est de réduire les émissions de gaz carbonique le plus tôt possible. Cela implique la réduction des consommations de tous les combustibles carbonés : charbon, pétrole, gaz, et cela dans tous les secteurs : bâtiments, transports, industrie ; et leur substitution par l’électricité produite à partir des sources d’énergie renouvelables et nucléaire, qui divisent d’un facteur 10 à 50 les émissions de CO2 par kWh produit. Tout cela sous une double contrainte budgétaire, celle des consommateurs et celle des finances publiques. La politique énergétique française actuelle, tracée par la Loi de Transition Énergétique et de Croissance Verte, s’inscrit-elle dans ces priorités, ou bien devrait-elle être infléchie sérieusement ?

Observons d’abord ce qui est proposé dans la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) publiée en 2016, au chapitre « offre d’électricité ». Cela peut se résumer au tableau suivant.






Production en TWh : Horizon 2023 comparé à 2015
En 2023, la flexibilité apportée par le potentiel d’effacement est supposée atteindre 6 GW au mieux et les moyens de stockage resteront encore limités aux STEP (stations de transfert d'énergie par pompage). Les turbines à gaz et à fuel resteront donc indispensables, estimées ici produire 14 TWh. Soit une diminution de 40 TWh pour le nucléaire (le texte mentionne une diminution comprise entre 10 et 65 TWh pour tenir compte des incertitudes). « Cette réduction sera le résultat de la fermeture de la centrale de Fessenheim et de plusieurs paramètres… » - Non, car la fermeture de Fessenheim sera compensée par le démarrage de Flamanville 3. Une diminution de 40 TWh sur le parc de 63 GW signifierait une perte moyenne de disponibilité de 650 h (=27 jours) sur chaque unité, ce qui paraît arbitraire, lourd et coûteux. On suppose donc bien l’arrêt d’autres unités que Fessenheim d’ici 2023.

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Globalement, en décarboné, on ne gagne que la diminution des fossiles, de 20 TWh, soit 4 % seulement en 8 ans ! Espérons-nous atteindre nos objectifs climats (division par 4) de cette manière ?

En France, la bataille sur les émissions de gaz à effet de serre se joue dans les secteurs du transport et du chauffage.

Dans le chauffage des bâtiments précisément, il faut s’interroger sur les conséquences de la règlementation thermique RT2012, qui privilégie l’objectif de minimisation de consommation d’énergie primaire, plutôt que celui de minimisation des émissions de CO2, et conduit ainsi à promouvoir le chauffage au gaz plutôt que le chauffage électrique. Cette option est contraire aux objectifs de la COP21. Il serait préférable de s’attaquer au seul point faible du chauffage électrique : la pointe de consommation par grand froid aux heures de pointe, obligeant à recourir à des moyens de secours intenses sur des périodes très courtes. C’est possible d’ores et déjà par l’interconnexion européenne, qui doit encore être augmentée, par les STEP dont le nombre pourrait être augmenté (dans les limites de sites), et le développement d’autres moyens de stockage. En outre, on peut adoucir la pointe par le pilotage tarifaire des consommations et par une meilleure isolation des bâtiments.

Quels sont les inconvénients associés à une transition essentiellement focalisée sur la production d’électricité par l’éolien et le solaire ?
1. On investit en totale contradiction avec l’état du marché puisqu’aujourd’hui et pour quelque temps sans doute, le secteur électrique européen est en surcapacité, du fait de la stagnation de la demande d’électricité (faible croissance économique, progrès de l’efficacité énergétique) combinée à la poursuite de constructions de capacités renouvelables subventionnées hors marché. Ces surcapacités amènent à fermer des unités classiques alors qu’elles sont pour certaines jeunes (CCGT) ou en bon état, sûres et vertueuses pour le climat (nucléaire) : on gaspille du capital en détruisant des actifs. Ce renouvellement « forcé » des capacités a du sens en Allemagne, au Danemark, en Pologne où les combustibles fossiles sont encore dominants dans la production d’électricité. L’investissement y apporte donc un bénéfice environnemental. Mais pas en France où l’empreinte carbone du kWh est déjà très faible [1].

2. L’énergie éolienne à forte pénétration perturbe le système entier par les exigences qu’elle pose sur les réseaux de transmission et le besoin de flexibilité pour gérer l’intermittence. Attendons peut-être d’avoir de vrais moyens de stockage compétitifs d’électricité avant d’aller si loin ? La PPE évoque longuement le besoin de flexibilité, de développer les effacements, les interconnections, l’autoconsommation, le stockage pour accompagner le déploiement des renouvelables… mais aucun objectif chiffré n’est donné car tout cela reste encore à développer à l’échelle industrielle et commerciale. A court terme, la flexibilité supplémentaire requise viendra avant tout des turbines à fuel et à gaz, émetteurs de CO2.

3. Les difficultés liées au déploiement de l’éolien terrestre sont bien explicitées dans la présentation de la PPE : conflit d’utilisation des territoires, pollution visuelle, perturbation des radars, impacts sur la faune volante, etc. Et pourtant on tient absolument à cette extension forte, avec plus qu’un doublement : de 10 GW en 2015 vers 21 à 26 GW en 2023. C’est la seule filière renouvelable qui va continuer de bénéficier de son tarif garanti, à 83 €/MWh, bien au-dessus du prix du marché de gros, alors qu’on insiste à plusieurs endroits sur son caractère « mature ».

Chaque année, le soutien aux énergies renouvelables coûte 5 milliards d’euros à la collectivité.
Pourquoi donc vouloir à tout prix produire 40 à 50 TWh avec l’éolien terrestre en 2026 ? Pourquoi donc arrêter des tranches nucléaires avant l’heure, c’est-à-dire avant que l’Autorité de sûreté (ASN) ne l’ait demandé ? Pourquoi s’imposer des coûts d’investissement prématurés (coût de remplacement et coût de démantèlement) qui représentent quelques milliards d’euros ? L’urgence climatique veut d’abord dire ne pas fermer les centrales nucléaires dont le niveau de sûreté est jugé suffisant par l’ASN, si âgées soient-elles [2]. La mise à l’arrêt de ces unités de production bas carbone ne serait acceptable que si elles étaient remplacées par d’autres unités non carbonées sans surcoût pour les consommateurs et les contribuables. Or le surcoût de remplacement est bien réel :
Coût d’investissement présent des autres technologies non carbonées (solaire et éolien),
Coût d’un démantèlement anticipé non encore totalement financé par les provisions accumulées.


Cet argent pourrait être orienté dans le chauffage et le transport
On pourrait consacrer une bonne part de ces 5 milliards à d’autres priorités de la transition énergétique, dans le chauffage et le transport. La transition énergétique devrait se traduire en priorité par :
Le développement du transport électrique, notamment des infrastructures nécessaires à l’utilisation de la voiture électrique, pour nous libérer du pétrole dans le transport,
Le développement des technologies de stockage de l’énergie (batteries, etc…), qui permettront de mieux gérer les variations de charge sur le réseau, qu’elles soient dues aux pics de consommation ou à la variabilité du vent,
La conversion « power to gas » permettant de produire de l’hydrogène, l’injecter dans les circuits de gaz et ainsi décarboner en partie notre alimentation en gaz,
L’isolation thermique des habitations.

Ces 4 voies de transition apporteront à la fois la réduction des émissions et la flexibilité nécessaire à l’utilisation de l’électricité. Les aides publiques aux financements devraient se tourner en priorité vers elles, ainsi que vers le développement des interconnexions entre pays européens, qui permettront une meilleure utilisation des capacités et une meilleure gestion des variations de charge sur les réseaux.



1.Selon le GIEC, pour produire un kWh nucléaire on émet environ 16 g de CO2 contre 800 g avec une centrale à charbon, 400 g avec une centrale au gaz et 45 g avec du photovoltaïque.
2.Rappelons l’avis sur la Loi de Transition Énergétique publié en janvier 2015 par l’Académie des Sciences : « Pour ce qui concerne l’énergie nucléaire, le passage à 50 % à l'échéance indiquée (2025) ne tient compte ni des objectifs affichés de la loi (réduction des émissions de CO2), ni des facteurs techniques et économiques liés à cette réduction. Cette réduction ne pourrait se faire que si des moyens de stockage de l'électricité à grande échelle devenaient disponibles, évitant le risque de déstabilisation du réseau et le recours à des centrales thermiques de compensation génératrices de CO2, pour suppléer les énergies renouvelables. Le rythme devrait alors être plus lent que celui qui est visé, pour que le processus ne dégrade pas notre position favorable en ce qui concerne les émissions de CO2 et ne déstabilise pas une filière dans laquelle la France dispose d’un haut niveau de compétence, d’atouts industriels et de capacités d’exportation considérables. »

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