mardi 8 décembre 2015

Electricité et CO2 : Le contre-exemple allemand



Résumé :

Le contraste entre les politiques française et allemande en matière de production électrique est beaucoup plus violent qu’on ne l’imagine, avec des résultats très inattendus : malgré le dictionnaire, les « Grunen » ne sont pas verts du tout !

En lisant ce message vous apprendrez que le développement des énergies photovoltaïque et éolienne en Allemagne a nécessité 350 milliards d’Euros d’investissements, mais n’a abouti qu’à baisser la production nucléaire décarbonée, et non les énergies primaires fossiles. A l’arrivée, le MWh consommé en Allemagne émet 10 fois plus de CO2 que son homologue français, et coûte 53% plus cher à la production, et 87% plus cher au détail.

Cette situation désastreuse s’explique par le fait que, en raison de leur facteur de charge très faible (13% et 18% respectivement) les puissances nominales installées en solaire et éolien sont monstrueuses (35 GW et 55 GW respectivement), très supérieures à la puissance moyenne requise par le pays. Quand les conditions (soleil et vent) sont favorables, l’opérateur de réseau n’a pas d’autre choix que de les brader à l’export. Quand elles ne le sont pas, la production au lignite augmente ! Dans les deux cas, l’abonné allemand paye…

Dans ce contexte, des véhicules à batteries ou à hydrogène n’apportent évidemment aucune baisse d’émissions de CO2, mais plutôt une aggravation ! Il faudrait finir par comprendre que l’écologie ne pourra être efficace que si elle veut bien envisager l’aspect économique des problèmes… Le prix Nobel d'économie Jean Tirole arrive exactement aux mêmes conclusions.

Message

Le CO2, ou dioxyde de carbone, n’est pas à proprement parler un polluant, puis qu’il est au cœur de la vie par la photosynthèse, au même titre que l’eau, et sans aucun danger direct pour l’homme. Mais le GIEC a largement démontré que l’augmentation de son taux dans l’atmosphère est quand même le principal responsable de l’effet de serre qui conduit au dérèglement climatique, le plus grave risque environnemental actuel. La réduction des émissions mondiales de CO2 est donc l’objectif prioritaire majeur.

Bien que notre blog soit consacré à la France, il est intéressant d’analyser l’exemple allemand pour évaluer les résultats économiques et écologiques obtenus par une politique largement dictée par les écologistes politiques, les « Grunen », qui privilégiant à outrance les énergies renouvelables par a priori antinucléaire largement diffusé dans leur opinion publique.

Production Allemagne : valeurs annuelles

L’historique de la production électrique allemande annuelle est donné par le graphique suivant :



Du bas vers le haut, en production annuelle :

  • L’hydraulique est constante et faible : il y a peu de montagnes en Allemagne.
  • Les « Autres » sont renouvelables (principalement biométhane)
  • La production nucléaire, décarbonée, est en chute rapide conformément à des décisions politiques.
  • Les énergies vertes (éolien et photovoltaïque) sont en croissance massive et produisent 26% du total. Elles ont nécessité un investissement de 350 milliards d’euros, qui a abouti essentiellement à réduire le nucléaire de 43%. Leur production reste intermittente, avec des conséquences importantes (voir ci-dessous).
  • Les énergies fossiles assurent 54% de la production, chiffre très élevé, dont seulement 10% pour le fioul et le gaz, mais 43% pour le charbon et le lignite, les pires émetteurs. Curieusement, on note que cette production fossile n’a baissé que de 6% en 15 ans.

Production France : valeurs annuelles

Comparons avec la situation en France, toujours en production annuelle, avec le même code de couleurs :



  • L’hydraulique est plus importante : en France, il y a beaucoup de montagnes.
  • Les « Autres » renouvelables sont très bas (principalement la biomasse)
  • La production nucléaire, décarbonée, est énorme et à peu près constante sur la période qui n’a connu ni mise en service, ni arrêt de réacteur.
  • Les énergies vertes (éolien et photovoltaïque) sont en croissance lente et ne produisent que 4% du total.
  • Les énergies fossiles n’assurent que 5% de la production, dont 2% pour le charbon, très émetteur, et 3% pour le fioul et le gaz. On note avec satisfaction que cette part, quoique déjà faible au départ, fortement baissé (- 45%) malgré un investissement modéré dans les énergies vertes.
Production : Comparaison Allemagne / France

Au global, les moyenne annuelles des émissions de CO2 par mégawattheure produit sont de
  • Allemagne :    500 Kg/MWh
  • France :          50 Kg/MWh
Soit un facteur 10 !

La comparaison des coûts est également édifiante :
€/MWh
France
Allemagne
Ecart All / Fra
Production
53,8
82,2
+53%
Consommateur final
138,9
260,3
+87%

Consommation électrique - Exportation

 Comparons maintenant les exportations
Exportations
2000 (TWh)
2014 (TWh)
2014 (% production)
France
69
67
12 %
Allemagne
0
35
5,7 %

On constate que les exportations allemandes croissent avec le développement des énergies vertes très coûteuses, mais subventionnées par l’abonné, pendant que les exportations, françaises, logiquement plus élevées  en raison de la compétitivité de l’électronucléaire, sont stables. Pourquoi ?

Pour y répondre, il faut se rappeler :
  • que la compétitivité ne s’exprime pas par des prix moyens sur l’année, mais heure par heure sur un prix de marché très variable (0 à 1 000 €/MWh) selon la consommation ET selon la production des énergies fatales à écoulement prioritaire.
  • que les centrales à énergie verte ont un facteur de charge (= production annuelle réelle / production annuelle à pleine capacité) en Allemagne de l’ordre de 13% pour le photovoltaïque , et de 18% pour l’éolien terrestre.
  • En d’autres termes les capacités de production verte installées en Allemagne sont énormes : 55 GW en éolien, et 35 GW de solaire. Leur somme, soit 90 GW, excède la consommation allemande moyenne (70 GW), et a fortiori la consommation minimum, évaluée à 40 GW. Quand le vent est fort, et/ou le soleil brillant, la production verte excède fréquemment la consommation.
  • Face à cette situation, l’opérateur de réseau n’a d’autre choix que d’exporter les excédents de production à un prix bradé pour intéresser ses voisins, fût-il négatif (c’est arrivé !).
  • La différence entre ce prix bradé, et le tarif élevé garanti aux producteurs verts allemands, est à la charge par l’abonné allemand, comme pour la CSPE en France, en plus élevé.
  • Dans le graphe ci-dessous, l’analyse des flux transfrontaliers mensuels montre que,  au cours des mois où le vent en Allemagne a été supérieur à la moyenne, 80% de l’excédent éolien est exporté.
  • L’analyse des flux quotidiens, notamment en été, montre une excellente corrélation entre les exportations et la production solaire, évidemment de jour.
     Graphe origine BC Consult

Le graphe ci-dessus, emprunté à un site favorable au photovoltaïque, est relatif aux conditions particulièrement favorables du 1er au 3 octobre 2013, tous jours ouvrables. Il donne au cours de la période, les 3 courbes de :
  • La production photovoltaïque seule
  • La production totale photovoltaïque + éolienne
  • Le prix de marché de gros du MWh

On y voit clairement que :
  • En journée ouvrable hors pointes du matin et du soir, la corrélation entre la hausse de la production photovoltaïque et la baisse du prix du MWh montre que cette production est excédentaire, et donc majoritairement exportée.
  • La nuit, la corrélation entre une consommation naturellement faible, et la poursuite d’une production éolienne excédant les besoins, et donc exportée, tire les prix à un niveau d’autant plus bas que la demande dans les pays recevant ses exportations est également faible, autour des 20 €/Mwh, en dessous du prix accessible au nucléaire.
  • Les matins et soirs, où se situent les pointes quotidiennes (hors pointes hivernales), la remontée des prix vers 50 à 60 €/MWh, très au-dessus du prix de marché français au même moment montre une consommation nationale, mais celle-ci ne concerne que l’éolien, faute de soleil à ces heures.
  • En d’autres termes, la variabilité rapide et aléatoire des productions vertes ne leur permet pas de satisfaire une consommation également variable. L’ajustement est réalisé par l’exportation, ce qui a évidemment des limites ! On peut ainsi estimer, sans risque d’excès, que plus de la moitié de la production verte allemande est exportée.
  • Il s’en suit que la revendication, fréquemment exprimée, selon laquelle l'énergie électrique consommée en Allemagne résulte pour 22% de l’éolien et du photovoltaïque, est fausse : il s’agit en réalité de l’énergie produite. Partant d’une évaluation modérée selon laquelle 50% de ces énergies sont exportées, faute de pouvoir être consommées, car produites au mauvais moment, le ratio se réduit à environ 10% !

Conclusion : l’écologie ne peut s’affranchir de l’économie

Dans le contexte allemand, des véhicules à batteries n’apportent pas de baisse d’émissions de CO2, et les véhicules à hydrogène, handicapés par le médiocre rendement du cycle hydrogène, apportent une aggravation. 

 Il faudrait finir par comprendre que l’écologie ne pourra être efficace que si elle veut bien envisager l’aspect économique des problèmes…

Un investissement de  350 milliards d’euros pour arriver à ces 10% verts pendant que les énergies fossiles assurent 56% de la consommation et maintiennent des émissions de CO2 très élevées, et à un prix de l’énergie électrique proche du double de celui de la France, est évidemment un non-sens. Avec cette somme, il était possible, au choix :
  • De créer un parc électronucléaire à eau pressurisé (le plus sûr) de 20 EPR aux normes « post-Fukushima » d’une puissance dépassant les pointes de consommation allemandes (ce qui est superflu), avec zéro émission de CO2.
  • D’améliorer drastiquement l’isolation thermique de 10 millions de logement pour en diviser par deux la consommation énergétique à raison de 35 000 € par logement.
  • De construire 20 millions de véhicules sobres (hybrides légers de faible section, moteur à essence de cylindrée réduite) consommant 2 litres aux 100 km dans les conditions réelles d’utilisation, de large autonomie, et capables de circuler comme les autres aux vitesses autorisées.
  • Un panachage optimisé des trois suggestions ci-dessus.
Les écologistes sincères doivent comprendre que le coût maîtrisé de la transition énergétique est une condition sine qua non de son efficacité, et de sa vitesse de mise en œuvre réclamée par le GIEC. Il est à craindre que les écologistes politiques, aveuglés par leurs croyances, ne le comprennent pas avant très longtemps. Il vaudrait donc mieux n’écouter ni ces partis très minoritaires, ni les ONG dites écologistes qui ne représentent que leurs propres militants !

 Jean TIROLE, prix Nobel d'économie 2015, fait dans son remarquable ouvrage "Economie du bien commun", le commentaire suivant, page 278: "Les Etats dépensent parfois jusqu'à 1000 € par tonne de carbone évitée (c'est le cas notamment de l'Allemagne, pays peu ensoleillé, avec des l'installation de photovoltaïque de première génération), alors que d'autres émissions pourraient être réduites à un coût de 10 € la tonne. Il s'agit d'une politique qualifiée d'écologiste par une vaste majorité d'observateurs, mais qui ne l'est pas vraiment : pour un coût identique, on aurait pu réduire les émissions de 100 tonnes au lieu d'une seule!"
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mercredi 2 décembre 2015

Centrale solaire Neoen à Cestas : Quelle erreur !




Résumé

La nouvelle centrale solaire de Cestas (Gironde) construite par Neoen, présentée comme la plus grande d’Europe, atteint une puissance installée de 300 MW capable de produire 350 GWh par an, soit un facteur de charge de 13%. Elle est basée sur un contrat d’écoulement prioritaire à 105 €/MWh, prix en baisse par rapport aux précédents, pendant 20 ans.

L’investissement atteint 285 M€ et occupe 260 hectares. Le chiffre d’affaires escompté sur 20 ans est égal à 2,6 fois cet investissement initial. La lumière du soleil étant gratuite, et tous les traitements électriques automatisés, les frais d’exploitation se réduisent à la maintenance (nettoyage des panneaux, maîtrise de la végétation). Sa rentabilité est évidente, mais sa compétitivité alléguée par Neoen ne l’est nullement.  

Cette superbe réalisation a néanmoins quelques menus défauts congénitaux :

  • L’écart entre le prix de marché moyen de 40 à 50 €/MWh et les 105 €/MWh garantis, sera payé par l’abonné via la CSPE.
  • Elle est contra-cyclique, produisant beaucoup en été et milieu de journée, peu en hiver, rien la nuit, à l’opposé de la demande plus forte en hiver et la nuit, alors qu’il n’existe pas de moyen de stockage économiquement viable loin des montagnes.
  • Face à un prix de marché très variable entre 0 et 1 000 €/MWh, elle n’est compétitive que dans les périodes de forte demande pendant lesquelles elle ne produit pas ou peu : en hiver et la nuit !
  • Presque toute sa production prioritaire viendra réduire la production électronucléaire décarbonée dont le coût marginal est extrêmement bas. Elle n’aura donc qu’un effet insignifiant sur la réduction des émissions de CO2.
  • De ce fait, elle ne compensera jamais sa propre trace carbone liée à l’investissement et à l’absence de forêt sur 260 hectares.
  • Elle ne produira, à contretemps, que 4% d’une tranche électronucléaire moyenne qui tient sur environ 50 hectares.
  • Au final, elle aura aggravé les émissions de CO2, et coûté 735 M€ à la collectivité, payés soit directement par la CSPE, soit indirectement par l’amortissement des installations électronucléaires sur une production réduite.
Cette énergie présupposée verte est donc en fait une erreur stratégique économique et écologique majeure !

Les contrats à prix fixe garanti et priorité d’écoulement devraient être remplacés par des contrats d’abondement en pourcentage fixe sur un chiffre d’affaires réalisé au prix de marché, sans priorité. La vérité des prix, et donc la compétitivité, apparaitraient alors clairement. De là à parler de compétitivité…

Développement

Les médias, et notamment « Les Echos » nous font part de l’inauguration d’une centrale solaire construite par Neoen, qui serait la plus puissante d’Europe, sur 260 hectares, dont 246 de panneaux solaires, à Cestas, en Gironde, et annoncent la compétitivité de l’énergie solaire. Une annonce d’une telle importance mérite quelques minutes de réflexion...

Le tableau ci-dessous inclut les données publiques, communiquées par Neoen ou connues. Des calculs simples aboutissent à des paramètres significatifs.



Commentaires :

  • La production annoncée de 350 GWh par an correspond à 13% de la puissance installée sur l’année. C’est peu, mais c’est incontournable pour des panneaux quasi-horizontaux fixes sous cette latitude de 45°N.
  • L’investissement ramené au GWh produit est de 814 M€/GWh. C’est environ le quart de l’investissement nécessaire pour la même puissance en électronucléaire à construire. Mais la durée de vie est environ le tiers, pour autant qu’elle soit connue. L’avantage réside surtout dans les moindres frais financiers, qui obèrent par ailleurs les installations à très longue durée de vie.
  • Le chiffre d’affaires annuel est de l’ordre de 37 M€, ce qui correspond, sur la durée du contrat (20 ans), à 735 M€.  couvrant 2,6 fois l’investissement initial (sans tenir compte des frais, mais ceux-ci sont assez bas : pas de matière première, entretien se limitant pratiquement au nettoyage des panneaux et à la maîtrise de la végétation). La rentabilité pour l’investisseur est assurée, son risque se limitant à une durée inférieure aux prévisions.
  • Le prix de revente de l’énergie électrique à 105 €/MWh, en baisse par rapport aux installations plus anciennes,  est utilisé par l’exploitant pour affirmer la compétitivité de son installation, car ce prix est en effet proche des réacteurs nucléaires EDF en projet au Royaume-Uni.



Photo « 20 minutes »

  • Cependant, en première analyse effectuée sur des valeurs moyennes sur l’année, cette affirmation se révèle être une allégation, car :
    • Le coût des réacteurs en référence est lourdement grevé de frais financiers.
    • Si la centrale de Cestas était construite à Birmingham (54° de latitude Nord et nébulosité élevé), sa production serait très réduite pour les mêmes coûts : elle ne serait pas compétitive !
    • Selon la Cour des Comptes, et selon les définitions utilisées notamment en matière de financement, le MWh électronucléaire produit en France revient entre 33 et 50 €/MWh, démantèlement inclus, cohérent avec un prix moyen français de 40  à 50 €/MWh sur le marché de gros auquel il participe pour près de 80%.
  • En seconde analyse, cette compétitivité n’a aucun sens, car elle n’est pas simultanée avec la demande :
    • La production photovoltaïque est intermittente, nulle la nuit et très faible en hiver, quand on en a besoin, et excédentaire en été et en milieu de journée, quand on n’en n’a pas besoin.
    • Elle produit donc aux moments où le besoin est faible, inférieur à la capacité nucléaire, parfois inférieur aux livraisons prioritaires des autres énergies fatales (éolien, hydrolien, hydraulique au fil de l’eau…), amenant des prix de marché inférieurs à la moyenne, donc moins de 40 €/MWh, voire nuls ou négatifs (importations vertes d’Allemagne). L’écart avec les 105 €/MWh contractuels sera réglé par l’abonné via la CSPE !
    • Les consommations élevées, excédant la capacité électronucléaire et donc relevant le prix de marché au niveau du prix des centrales à énergies fossiles, se produisent en hiver en raison de l’augmentation de la demande en chauffage et éclairage. Les crêtes, qui sont toujours de nuit, par temps très froid, en début ou fin de jours ouvrables, amènent des prix très élevés du MWh, pouvant parfois dépasser les 1000 €/MWh pour plus de 100 GW consommés en France, mais la centrale Neoen, comme toutes les semblables, n’en bénéficiera pas : elle est contra-cyclique.
    • Sa compétitivité est donc virtuelle, limitée aux moments où elle ne peut pas produire !
    • Par surcroît, elle ne remplace rien : la capacité installée doit pouvoir couvrir les crêtes de consommation, aux importations près, sous peine de « black out », comme le 13 décembre 1978. On ne peut donc pas prendre en compte les centrales fatales dans la capacité installée, faute de pouvoir en disposer à tout moment. Elles viennent en plus…
    • Un écologiste en fin d’une vidéo de présentation, après avoir expliqué que l’énergie solaire n’est pas vraiment écologique eu égard à son emprise au détriment de la végétation, suggère de la « compenser » par l’arrêt d’un réacteur nucléaire. Il n’a rien compris :
      • Une centrale solaire, dont la production à temps partiel est équivalente à sa pleine puissance 13% du temps, ne peut en aucun cas remplacer une source d’énergie pilotée, potentiellement permanente, comme une centrale électrothermique ou électronucléaire.
      • La production annuelle de Cestas (350 GWh sur 260 hectares) ne dépasse guère 4% d’une tranche de centrale nucléaire moyenne (1GW à 90%, soit 7 900 GWh sur environ 50 hectares).
    • Le stockage de l’énergie électrique, souvent présenté comme une solution à l’intermittence des centrales solaires, n’en n’est pas une :
      • Le stockage diurne est envisageable uniquement par des STEPS (centrales hydrauliques de haute chute réversibles), qui nécessitent de hautes montagnes, principalement les Alpes, à 1000 km aller-et-retour de Cestas, et donc pratiquement impossibles en coût et en capacité de transport.
      • Les batteries et l’hydrogène, peuvent assurer le stockage diurne au plan technique, mais pas au plan économique :
        • L’hydrogène, car son mauvais rendement de restitution / entrée vient multiplier par 3 le prix de l‘énergie amont, avec ajout du coût très élevé du stockage proprement dit.
        • Les batteries, car leur durée de vie limitée amène un amortissement  par cycle plusieurs fois supérieur au prix de l’énergie stockée.
      • Le stockage saisonnier de l’été à l’hiver, sur au moins trois mois, n’est même pas envisageable.
  • Par surcroît, la conception de cette centrale de Cestas est particulièrement critiquable en matière de saisonnalité. Par un effet pervers du contrat de vente à un prix constant totalement déconnecté du prix de marché, l’investisseur n’a aucun intérêt à s’intéresser à ce marché qui reflète la demande, mais tout intérêt à optimiser sa production annuelle cumulée, fût-elle à 14 h en été. Ainsi, au lieu d’opter pour des panneaux orientés vers le sud avec une inclinaison un peu supérieure à l’angle de latitude, ici 50° par exemple,  pour améliorer la production en hiver, Neoen a choisi des panneaux horizontaux selon l’axe nord-sud, qui privilégient outrageusement l’été, sont simples à monter, et autorisent une densité de panneaux solaires approchant les 100% de la surface du terrain, part non négligeable de l’investissement. L’inclinaison est-ouest, de l’ordre de +/-10 degrés alternés, ne privilégie guère les débuts et fins de journée, mais a certainement pour but principal de réduire le coût de la maintenance : moindre accumulation de poussières, et écoulement de la pluie qui chasse une partie de la poussière déposée.
Conclusion

Cette superbe réalisation technique n’aboutira qu’à :
  • Economiser un peu d’uranium (sans réduire les coûts d’exploitation des centrales électronucléaires impliquées qui sont presque indépendants de leur production dont le coût marginal est extrêment bas (2 €/MWh).
  • Augmenter la charge de la CSPE pour l’abonné EDF.
  • Ne pas réduire les émissions de CO2, sauf coïncidence rare entre une pointe nécessitant l’appel aux centrales électrothermiques avec un ensoleillement significatif.
  • Ne pas compenser sa trace carbone d’investissement qui vient s’ajouter aux autres émissions !
Il est indispensable de sortir des prix fixes garantis assortis d’une priorité de livraison, qui sont un déni de la réalité, pour les remplacer, à titre transitoire, par un abondement en pourcentage fixe sur le chiffre d’affaires réalisé au prix du marché, qui contraindrait les producteurs à s’intéresser à ce marché. Il serait pris en charge par la CSPE. L’abondement nécessaire à l’apparition d’investisseurs serait un bon indice de la compétitivité de cette filière. L’abondement zéro, indispensable à terme, n’est pas pour demain !

La compétitivité de l’énergie photovoltaïque ne sera avérée que lorsqu’une société industrielle privée  lancera une telle centrale, dans une concurrence libre et non faussée par des contrats de prix garanti ou d’écoulement préférentiel, ou autres subventions à l’investissement.


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lundi 23 novembre 2015

Réduire vite et beaucoup le CO2 en France




Bien que le CO2 ne soit pas à proprement parler une pollution, puisqu’il est au cœur de la vie par la photosynthèse, et sans danger direct pour l’homme, le GIEC a largement démontré qu’il est quand même le principal responsable de l’effet de serre qui conduit au réchauffement climatique, lequel est le plus grave risque environnemental actuel, loin devant les diverses pollutions qui sont en forte régression en France et dans la plupart des pays de l’OCDE. La réduction des émissions mondiales de CO2 est donc l’objectif prioritaire majeur, le seul qui soit vraiment indispensable.

A cet effet, dans quelques jours, la COP21 va commencer et tenter d’obtenir des engagements de réduction, ou de moindre progression, des émissions de CO2 anthropique de la part les pays participants, presque tous. En France, où la situation en matière de CO2 est bien plus favorable que celle de la plupart des pays comparables, de nombreuses voies  de forte réduction existent néanmoins.

Elles peuvent être classées en quatre familles promues par trois incitations économiques :
  • Substituer entre eux des combustibles fossiles : parmi eux (charbon, pétrole, gaz), préférer le gaz, et réduire prioritairement le charbon.
  • Rechercher l’efficacité énergétique dans toutes les applications.
  • Substituer l’énergie électronucléaire, permanente, aux combustibles fossiles
  • Envisager des véhicules alternatifs, électriques ou à hydrogène.
  • Mettre en place ou renforcer les incitations économiques générales :
    • La taxe carbone pour réduire la compétitivité des énergies fossiles et particulièrement du charbon.
    • Le « yield managment » de la tarification de l’énergie électrique, pour réduire les crêtes en anticipant ou reportant certaines consommations
    • La suppression de l’absurde coefficient 2,58 appliqué au chauffage électrique selon la norme RT 2012


Les solutions 1 à 3, peu onéreuses et faciles à mettre en œuvre, permettent de gagner du temps en réduisant très vite les émissions. Il s’en suit que les nouvelles énergies vertes (photovoltaïque, éolien terrestre ou maritime, hydrolien) n’y figurent pas : très coûteuses et fatales, handicapées par le coût élevé et le rendement déplorable du stockage qu’elles nécessitent en raison de leur intermittence, elles ne sont jamais compétitives à un horizon prévisible par rapport aux mesures 1. à 3. ci-dessus, et constitueraient donc plus une entrave qu’un avantage, compte tenu des ressources limitées disponibles à cette fin. Ceci n’empêche évidemment pas d’utiliser les installations qui existent déjà et sont donc devenues contractuelles.

La production délocalisée qui nécessite des « smart grids » (réseaux intelligents), très tendance, n’y figurent pas non plus, pour deux raisons majeures :
Le coût de 1 000 000 installations individuelles de production électrique de 1 KW (quelles s’elles soient) sont beaucoup plus onéreuses et ont une trace carbone très supérieure à celle d’une installation centralisée de 1 Gw. En outre leur rendement est beaucoup moins bon.
La variabilité de la consommation diminue évidemment quand on la considère globalement, puisque les consommations de base, très dispersées entre zéro et la puissance de l’abonnement, n’interviennent que par leur moyenne. Vouloir créer des installations de production au niveau le plus aval donc à une puissance installée finalement beaucoup plus élevée, avec un facteur de charge très bas. Dans l’exemple ci-dessus, il faudrait avoir 1 000 000 d’installations individuelles non pas de  KW mais probablement plutôt de  5 KW…

Les étapes

Pour la clarté de l’exposé, les étapes  1 à 4 sont considérées successivement. Il va de soi qu’elles peuvent largement se superposer, ce qui n’en modifie pas le résultat final.



Substitution de combustibles (Voir détails par secteur et par combustible)

A pouvoir calorifique égal le charbon émet 64% de plus que le pétrole, et le gaz 21% de moins. La substitution du gaz au charbon et au pétrole est :
  • Possible en agriculture, industrie et chauffage, dès que le réseau de gaz est présent, et hors applications de mobilité
  • Facile en production électrique
  • Difficile ou impossible en sidérurgie, dans les transports et en chimie

Cette substitution permet ainsi à elle seule une baisse de 6% des émissions de CO2 à consommation énergétique constante par définition, et ce rapidement et au moindre coût. Elle se produira spontanément grâce à une taxe carbone suffisamment élevée qui pénalise beaucoup plus le charbon, et un peu plus le pétrole, que le gaz.

Efficacité énergétique (Voir détails par secteur et par combustible)

C’est en principe la voie à privilégier : obtenir le même résultat en utilisant moins d’énergie. Pratiquement impossible en sidérurgie, elle peut en revanche être significative en agriculture, industrie et chauffage, et aussi dans la production électrique grâce au meilleur rendement des nouvelles centrales au gaz. Elle se poursuivra dans les transports, surtout par la modification des usages (covoiturage et autocar) et l’apparition de véhicules économes.

L’efficacité énergétique permet d’envisager un gain de 23% sur l’énergie fossile consommée sans révolution majeure, donc assez vite. S’ajoutant aux substitutions du § 1. , la réduction des émissions est de 27%, déjà très appréciable. Elle sera renforcée par la taxe carbone qui vient renchérir les prix des énergies fossiles.

Substitution électronucléaire (Voir détails par secteur et par combustible)

L’électronucléaire peut apporter une solution majeure à toutes les applications de chauffage (agriculture, industrie, résidentiel et tertiaire) qui peuvent être électriques avec une meilleure efficacité énergétique, grâce à un rendement naturel de 100%, voire beaucoup plus avec des pompes à chaleur. Grâce à ces dernières, la substitution peut se faire à parc nucléaire constant ou faiblement croissant.

Cette substitution aboutit à elle seule une réduction de 28% supplémentaires de l’énergie fossile consommée et de des émissions de CO2, ce qui est énorme. Elle aboutit à une baisse cumulée des émissions de CO2 de 45%, ce qui excède l’engagement français de -40% en 2030. Elle nécessite, outre la taxe carbone, la mise en place de la tarification variable de l’électricité pour anticiper ou reporter les consommations de crête par un tarif dissuasif en crête.

Aller plus loin : les véhicules (Voir détails par secteur et combustible)

L’objectif prévu par la loi française de -75% en 2050 nécessiterait d’aller vraiment plus loin, par une évolution profonde des transports qui représentent 63% du pétrole consommé dans l’hypothèse 2030 ci-dessus.

Le passage de 60% des véhicules sur source électrique, soit via des batteries, soit via l’hydrogène, soit par des caténaires, est absolument inenvisageable avec des énergies fatales dont la production initiale est déjà très coûteuse, et dont l’intermittence impose un stockage requérant des investissements lourds dont la durée de vie est limitée (batteries) et/ou dont le rendement est médiocre (hydrogène).

Il faut donc être conscient de ce que le passage à 60% de véhicules alternatifs, bien loin d’être rapide et peu onéreux, serait un bouleversement industriel majeur nécessitant l’achat par les utilisateurs de 20 millions de ces véhicules, avec des impacts lourds sur les constructeurs, les équipementiers, les réseaux d’énergie (électrique et hydrogène), le parc électronucléaire à augmenter lourdement, l’industrie des batteries, la pétrochimie, la production d’hydrogène électrolytique. Ce serait aussi un problème fiscal car il serait évidemment impossible à l’Etat de subventionner ces véhicules alternatifs (2 millions par an = 13 milliards d’euros par an au bonus actuel) alors même qu’il perdrait les énormes ressources de la TICPE et de la TVA afférente (29 milliards d’Euros par an), soit un trou de 42 milliards d’euros.

Ceci étant dit, cette transition de 60% des véhicules vers l’énergie électrique aurait un impact considérable sur les émissions de CO2 : une réduction de 24% des sources fossiles, s’ajoutant aux précédentes pour aboutir à une baisse  cumulée des émissions de 58% par rapport à la situation actuelle.


Conclusion

Ce résultat, excellent mais très coûteux, reste très en deçà des engagements (heureusement révocables) pris par le Gouvernement en vue d’une réduction de 75% à l’horizon 2050. L’écart entre les émissions selon cette dernière et selon l’objectif ci-dessus, est de 42%/25%, soit un coefficient 1,68. Certes, beaucoup de choses peuvent se passer en 35 ans, mais qu’en l’état actuel des connaissances et des ressources, on ne peut qu’affirmer,  cet objectif ne sera pas tenu parce qu’il ne peut pas l’être, sauf à accepter une régression considérable avec toutes ses conséquences économiques et sociales.

On peut même s’interroger préalablement sur la pertinence des véhicules alternatifs en France: le problème du CO2 étant mondial, et absolument pas local, l’optimum économique mondial est de procéder d’abord à la réduction des émissions de CO2 résultant de toutes applications possibles hors véhicules, AVANT de passer aux véhicules alternatifs qui sont coûteux et contraignants. Les véhicules, et plus encore les avions, sont en effet l’application des énergies fossiles qui est la plus difficilement substituable. Il vaut donc mieux commencer par  tout le reste, pour aller plus vite, dépenser moins et réduire davantage les émissions de CO2.


Autrement dit, il est moins coûteux et plus efficace pour la France de subventionner des réductions d’émissions hors de ses frontières, en commençant par les centrales électrothermiques au charbon, ou pire au lignite comme en Allemagne, que de faire rouler des véhicules alternatifs sur ses routes ! Une telle organisation internationale reste à élaborer, mais pourrait s’inspirer des droits d’émission négociables.
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Etape 1 : Substitution de combustibles

Etape 1 : Substitution de combustibles


Nous avons vu dans un message précédent, que pour un même apport énergétique, ces énergies fossiles amènent des émissions  très différentes: le charbon émet 64% de plus que le pétrole, et le gaz 21% de moins. Entre le charbon et le gaz, il y a plus qu’un facteur 2. Quand c’est possible, remplacer le charbon par le gaz permet de parcourir plus de la moitié du chemin vers une suppression des émissions concernées, et ceci peut souvent être fait rapidement et pour un coût modique. 




Dans ce qui suit, conformément aux définitions INSEE et SOES, le GPL est comptabilisé avec le pétrole et non avec le gaz. Ceci est logique, car le GPL est beaucoup plus proche du pétrole, dont il est d’ailleurs issu, en termes  de stockage à l’état liquide sous faible pression, comme en termes démission de CO2, c’est-à-dire du ratio C/H de sans cette étape, maintiennent exactement la consommation énergétique par secteur.
  • En sidérurgie : aucune substitution n’est possible, car le seul procédé d’élaboration de la fonte à partir du minerai de fer repose sur la réduction de l’oxyde de fer du minerai par le carbone.
  • En agriculture et industrie : La diversité des utilisations, qui comporte des utilisateurs mobiles (tracteurs) et des procédés de fabrication, ne permet guère d’établir une prévision. Considérons l’hypothèse de  -50% de charbon et -30% de pétrole compensés par +31% de gaz.
  • En chauffage,  la substitution du fioul ou du GPL au charbon (peu employé), est presque toujours possible, mais est limitée par la difficulté de stockage du gaz, principalement du méthane, qui nécessite soit des pressions élevées, soit un stockage cryogénique. Elle ne peut donc s’effectuer pratiquement que dans les régions desservies par les réseaux de gaz, et dans la limite des capacités de ces réseaux, qui peuvent être renforcés et étendus à cet effet. Compte tenu de son caractère diffus, l’agriculture fera moins que l’industrie. Considérons globalement - 70% de charbon et - 40% de pétrole compensés par +30% de gaz, ce qui est déjà une hypothèse optimiste.
  • En production électrique, la substitution du gaz au charbon et au pétrole n’est limitée que par la difficulté de stocker ce gaz naturel, ce qui risque de poser problème car les pointes de consommation électrique coïncident malheureusement avec les pointes de consommation de gaz, pour cause de demande de chauffage. Considérons la transformation de toutes les centrales au charbon en centrales à gaz si possible, ou à défaut en centrale au fioul : -100% de charbon et -20% de pétrole compensés par +173% de gaz, compte tenu des pondérations différentes.
  • Dans les transports où le charbon n’est pas employé, la substitution du gaz aux carburants liquides (essence, gazole et GPL) est difficilement envisageable en raison des difficultés de stockage du gaz comprimé dans un véhicule routier, et sa quasi-impossibilité dans un avion. Donc pas de substitution à court terme.
  • Par nature, aucune substitution n’est possible quand ces substances sont utilisées comme matières premières.

 


Ces substitutions aboutissent par elles-mêmes à une baisse du CO2 de 6%, résultat limité qui tient au fait que le transport, premier émetteur, ne peut pratiquement pas y procéder, mais résultat intéressant quand même, car peu coûteux et pouvant être obtenu  très rapidement.
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Etape 2 : efficacité énergétique





C’est en principe la voie à privilégier : obtenir le même résultat en utilisant moins d’énergie. Examinons les possibilités :
  • Sidérurgie : l’efficacité énergétique d’un haut-fourneau est la « mise aux mille », masse de coke nécessaire à la production de 1000 kg de fonte. Elle s’est énormément améliorée au cours des siècles, mais atteint maintenant ses limites. Une éventuelle réduction de la mise aux mille ne pourrait intervenir qu’à l’occasion de la construction d’un nouveau haut-fourneau en France, qui n’est pas d’actualité. Donc pas d’amélioration plausible ici.
  • Dans l’agriculture et l’industrie, la variété des situations rend les prévisions difficiles. Une taxe carbone serait ici nécessaire et efficace. Tablons sur 20%, tant pour le charbon, et le fioul  que pour le gaz.
  • Dans le chauffage domestique et tertiaire, de nombreux gisements d’efficacité énergétique subsistent : isolation du parc ancien, suppression des chauffages collectifs répartis selon les millièmes de copropriété, généralisation des régulateurs intelligents. Une baisse de 30% de ce fait est envisageable, tant en fioul (de moins en moins utilisé) qu’en gaz.
  • Dans la production électrique, les rendements des centrales sont à leur optimum depuis longtemps. Le seul progrès déterminant réside dans les centrales à gaz à cycle combiné qui permettent d’améliorer le rendement d’environ 40% à près de 58%, au prix d’un investissement plus élevé. Mais ceci ne concerne que les centrales à gaz conventionnelles. Tablons sur 15% du total.
  • Dans les transports, il ne faut plus compter sur l’amélioration du rendement des moteurs qui ont déjà beaucoup donné, et sont handicapés par les normes antipollution Euro 6 : on ne peut pas optimiser tous les paramètres à la fois ! L’amélioration d’efficacité pourrait venir de :
  • Le remplacement naturel des véhicules anciens par des véhicules récents plus économes, avec cylindrée réduite (« downsizing »), ce qui ne signifie pas puissance réduite, grâce aux turbocompresseurs.
  • L’hybridation (non rechargeable) des véhicules urbains.
  • Le développement des boîtes automatiques pilotées à deux embrayages, genre DSG7 de Volkswagen, qui optimisent le point de fonctionnement du moteur.
  • Le covoiturage qui remplit les véhicules à défaut de réduire leur consommation.
  • Le développement des lignes d’autocars (loi Macron) qui réduira les trajets en véhicules individuels, et aussi la circulation de rames ferroviaires vides dont la trace carbone globale est loin d’être aussi bonne qu’on l’annonce.
  • Selon l’évolution du prix public des carburants, évolution vers des véhicules économes, plus bas, plus étroits, plus légers, munis de moteurs beaucoup moins puissants.
  • Tablons sur 30%, évidemment concentrés sur le pétrole, dont tous les carburants sont issus.
  • Par nature, les matières premières ne peuvent pas faire l’objet d’une amélioration de l’efficacité énergétique.




L’efficacité énergétique permet d’envisager un gain de 23% sur l’énergie fossile consommée sans révolution majeure, donc assez vite. S’ajoutant aux substitutions du § 1. , la réduction cumulée des émissions de CO2 est de 27%, déjà très appréciable, mais encore loin de l’engagement français de -40% en 030.
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