jeudi 30 août 2018

Nicolas Hulot vaincu par le principe de réalité


Table des matières du blog www.8-e.fr

Notre Ministre d’Etat, ministre de l’Ecologie et de la Transition énergétique et solidaire, vient de démissionner. Notre seule surprise est que cette démission inéluctable ne soit pas intervenue plus tôt !




L’écologie est un problème extrêmement complexe, avec des interactions multiples et contradictoires. Nous nous limiterons ci-dessous à notre domaine de compétence, celui de l’énergie.

La transformation des énergies primaires (charbon, pétrole, gaz, fission nucléaire, cours d’eau, soleil, vent, chaleur géothermique, biomasse, courants marins…) en énergies utilisables pour les besoins de l’homme (chauffage, éclairage, transport, électroménager, numérique…), souvent via l’énergie électrique, a toujours un coût et des effets négatifs sur l’environnement, dits « externalités », parmi lesquelles :
  • L’épuisement des ressources naturelles, notamment fossiles
  • L’émission de CO2 (qui n’est pas une pollution) et ses conséquences climatiques
  • La pollution de l’air et de l’eau et du sol

Pour améliorer la situation environnementale, il faut évidemment faire des choix et agir sur les externalités les plus critiques, et ce, au moindre coût, dans un souci d’efficacité.

En France, où la qualité de l’air est en constante amélioration, où la sécurité alimentaire n’a jamais été aussi bonne en dépit des phobies et de l’orthorexie croissantes, où les surfaces de forêts croissent, nous n’avons pas de problème environnemental critique, mais seulement des voies d’amélioration à poursuivre. Mais la France fait partie du monde qui fait face à un problème critique : le réchauffement climatique engendré principalement par les émissions mondiales de CO2. La situation des émissions françaises est assez bonne parmi les pays développés grâce à des véhicules relativement économes en carburant, au chauffage électrique exempt d’émissions, et à une énergie électrique dont 92% sont produits sans émissions de CO2. Elle reste toutefois intenable à long terme pour l’ensemble du monde, car la population mondiale augmente et son mode de vie se rapproche du nôtre. La réduction des émissions de CO2 est donc l’objectif majeur et urgent.

Pour ce faire, l’action du Gouvernement, et du Ministre concerné, ne doit surtout pas comporter de choix de moyens technologiques qu’il fait toujours sous la pression d’une opinion publique versatile et mal informée, et de lobbies contradictoires entre lesquels il n’a pas la compétence (technique et juridique) de trancher. Il doit se limiter à taxer fortement les émissions de CO2, aussi bien relatives à l’exploitation qu’à l’investissement (trop souvent oublié), ou à limiter des droits à émettre négociables, ce qui revient au même à fiscalité globale constante, comme l’a très bien montré notre Prix Nobel d’Economie Jean Tirole dans son excellent ouvrage « Economie du bien commun ».

Les gouvernements ne doivent en aucun cas subventionner des choix technologiques supposés verts. La liste des erreurs en la matière est longue et coûteuse. Quelques exemples :
  • Les producteurs d’électricité éolienne et solaire PV bénéficient de contrats avec prix garanti et priorité d’écoulement dans le réseau. Ils permettent des investissements massifs qui ne peuvent en aucun cas remplacer les autres filières sous nos latitudes en raison de leur intermittence, et de la production insignifiante du solaire PV autour du solstice d’hiver quand le besoin est élevé
  • L’Allemagne a investi 350 G€ en éolien et solaire PV et sort du nucléaire, pour aboutir à un MWh 10 fois plus chargé en CO2 et presque 2 fois plus cher qu’un MWh français !
  • La France n’a investi « que » 120 G€ dans ces mêmes éolien et PV, mais a eu la sagesse de ne pas sortir du nucléaire. Ouf ! Mais la CSPE en bas de facture a bien augmenté les charges de l’abonné, en pure perte.
  • Le bonus-malus automobile est absurde en ce qu’il taxe le véhicule neuf dont on ne connaît ni l’utilisation, ni la durée de vie, alors qu’en exploitation, le carbone (CO2) vient du carburant et non du véhicule.
  • Les primes à la casse (Type « Jupette ») : les véhicules supposés plus économes amortiront rarement la trace carbone de leur fabrication anticipée !
  • Le désastre « Autolib’ » est une caricature : consensus de la classe politique nationale et locale, subventions lourdes aux véhicules (Etat) et aux stations de charge (Collectivités locales), énergie détaxée (pas de TICPE ni de TVA afférente), avantages divers de circulation et de stationnement, pour aboutir fin juillet 2018 à un naufrage coûteux pour Bolloré comme pour la Ville de Paris qui devra bien honorer sa signature !
  • L’UE a imposé aux constructeurs d’automobiles le maintien à 95 g/km du plafond des émissions moyennes de leurs gammes, et ce, après durcissement des tests de consommation. Ceci aboutit à un dilemme entre une pénalité très lourde ou des solutions techniques déraisonnables, dont les coûts seront in fine supportés dans les deux cas par les clients. Or il existe des solutions énormément moins coûteuses pour réduire les émissions nationales de CO2.

La loi sur la transition énergétique est un non-sens qui cherche à faire plaisir à tout le monde en empilant des mesures antagonistes. Notamment, on ne peut pas à la fois sortir du nucléaire ET réduire les émissions de CO2.

Politique énergétique

Le meilleur ministre de l’écologie et de la transition énergétique doit être :
  • Un scientifique ouvert aux technologies, capable de comprendre et de ne pas renouveler les erreurs citées plus haut. Exemple : Jean-Marc JANCOVICI
  • Un économiste qui fait confiance au marché pour obtenir les meilleurs résultats au moindre coût. : Exemple : Jean TIROLE
  • Un communicant capable de résister à l’opinion publique et de la faire bouger. Contre-exemple : Ségolène ROYAL et le désastre Ecomouv’
  • Tout le contraire d’un militant qui substitue les croyances aux savoirs. Contre-exemple : Corinne LEPAGE

 Nicolas HULOT n’est ni un technicien, ni un économiste. C’est un militant communicant qui suit ses croyances. Son honnêteté évidente n’y change rien : son action a été négative pour la planète. Sa démission est une bonne nouvelle !

A défaut de réunir personnellement toutes les qualités requises ci-dessus, son successeur pourra néanmoins les réunir au sein de son cabinet, ce que n’a pas fait Nicolas HULOT.

Que se passera-t-il si le Gouvernement se limite à appliquer une de l’ordre de 100 €/T de CO2, (ou des droits à émettre limités et négociables aboutissant au même prix) taxe croissant régulièrement chaque année, et à supprimer toutes les autres subventions, distorsions de concurrence, ou normes inapplicables, en laissant le marché faire ses choix ?

Hors transports :
  • La production électrique finira d’abandonner le charbon, et réduira le fioul au profit du gaz à cycle combiné (intrinsèquement moins de CO2 et meilleur rendement).
  • La filière électronucléaire sera renforcée. Ses externalités (surface de stockage des déchets ultimes) sont faibles et largement compensées par la faible surface des ses installations en comparaison de toutes les énergies vertes. Les vieilles centrales fermées seront remplacées. Le rapport d’experts sur le nucléaire, dévoilé le lendemain de la démission du Ministre d’Etat, arrive à point nommé, et en est peut-être une des causes.
  • Les onéreux chauffages au fioul et au GPL disparaîtront au profit du gaz de réseau ou de l’électricité devenue plus compétitive. L’isolation des locaux deviendra rentable.
  • Les pompes à chaleur géothermiques, ou à défaut aérothermiques, se développeront en compensant une partie de la production électrique supplémentaire dans le chauffage.
  • Les investissements en éolien et solaire PV cesseront, mais, l’Etat devant honorer sa signature, les producteurs actuels poursuivront leur activité jusqu’à l’échéance de leur contrat.
  • L’autorisation du « yield management » (élasticité forte et permanente du prix) déjà rendu techniquement possible par les compteurs Linky, permettra d’écrêter la demande au niveau de la capacité de production décarbonée).
  • Le prix de la fonte sidérurgique augmentera, car il n’est guère possible de moyen de réduire l’émission de CO2 résultant de la réaction entre le coke et le minerai de fer. Mais le recyclage des ferrailles et leur traitement en aciérie électrique se trouvera renforcé.


Transports routiers :
  • Le prix du carburant augmentera encore, réduisant l’usage non indispensable des véhicules des particuliers.
  • La mode des SUV et autres monospaces se trouvera contrariée. L’architecture évoluera vers des véhicules plus bas, plus étroits et plus légers, avec une puissance thermique réduite compensée par une hybridation raisonnable, consommant jusqu’à moitié moins.
  • Le diesel fera valoir son meilleur rendement sur les véhicules légers ou lourds destinés aux transports interurbains ou internationaux.
  • Les véhicules principalement urbains évolueront naturellement vers l’hybride rechargeable, d’autonomie limitée pour en réduire le coût.
  • Les véhicules exclusivement urbains (La Poste, taxis, véhicules de livraison au dernier kilomètre en plein développement pour la livraison des achats en ligne) évolueront vers le tout-électrique à batteries.
  • A long terme, on peut concevoir l’électrification par caténaires d’une voie  d’autoroute, sur laquelle circuleraient à vitesse autoroutière des véhicules, ou groupes de véhicules très rapprochés, hybrides en mode électrique : autonomie illimitée, recharge de la batterie en roulant, moindre énergie requise (aérodynamique), pas de perte dans la transmission électrique.
  • En dépit des annonces de Tesla, les poids lourds interurbains ou internationaux resteront diesel. Ni les batteries, ni l’hydrogène ne sont envisageables à un horizon prévisible. On peut seulement espérer que la taxation plus lourde des carburants restituera un peu de compétitivité aux voies ferrées et fluviales, mais il ne faut pas attendre de miracles. 

Transports aériens :
  • Un accord international est indispensable pour appliquer la taxe carbone au kérosène de toutes les compagnies aériennes, et pas seulement des françaises. La hausse du prix des carburants poussera :
    • les motoristes à améliorer encore les rendements, c’est-à-dire à augmenter les températures de combustion, mais il n’y aura pas de miracle,
    • les aéroports à remorquer les avions au sol par des tracteurs diesel qui consomment énormément moins qu’un réacteur à petite vitesse,
    • et les passagers à espacer et à réduire leurs voyages.


Transport fluvial et maritime
  • L’essentiel n’est pas de réduire la consommation des bateaux, mais plutôt de leur transférer une part importante du fret car ils constituent le moyen de transport pondéreux à grande distance le moins émetteur de CO2. Mais il y a là aussi des limites, et il n’y aura pas de miracles.


vendredi 13 avril 2018

Les pics de pollution urbaine ?


Les variations de la pollution atmosphérique urbaine résultent surtout de la météorologie.

En France, pays de latitude moyenne (42° N à 51° N), principalement (sauf PACA) sous influence atlantique, les situations météorologiques sont très changeantes à tous égards : nous sommes habitués aux alternances de chaud et de froid, de vent et de calme, de ciel clair, nuages et précipitations, qui font l’objet d’excellentes prévisions météorologiques largement diffusées par les médias.

Or la météorologie comporte deux paramètres essentiels qui sont peu médiatisés, parce que ce sont des causes alors que le grand public ne s’intéresse qu’aux effets : Les isobares et le gradient de température :
  • Les isobares, ou lignes d’égale pression atmosphérique, permettent de visualiser les champs de pression et d’y situer les anticyclones (zones de pression élevée) et les dépressions (zones de basse pression). Aux latitudes moyennes, les vents, résultant de ces champs de pression, suivent la loi de Buys-Ballot selon laquelle le vent tourne dans le sens antihoraire autour des dépressions (mais horaire dans l’hémisphère sud). Dans un anticyclone, faute de différences de pression, il n’y a pratiquement pas de vent.
  • Le gradient vertical de température caractérise le caractère stable ou instable de l’atmosphère. Explication : l’air, dans les conditions de température et de pression usuelles est un gaz parfait. Il obéit à la loi : Pression x Volume / Température absolue = Constante.
  • Il s’en suit que si l’on isole une masse d’air à basse altitude, et qu’on la déplace vers le haut, sa pression décroît, l’air se détend, et donc et se refroidit selon un gradient (dt/dz) dit « gradient sec ».
    • Si la température réelle en altitude est plus élevée que celle du gradient sec, l’air y est relativement chaud, et donc plus léger que celui que l’on a fait monter, et qui tend donc à redescendre. L’atmosphère est dite stable : il n’y a pas de courants ascendants ou descendants significatifs. Les poussières, rebaptisées « particules fines », restent au voisinage du sol.
    • Si au contraire l’air en altitude est plus froid que le gradient sec ne le prévoit, des courants verticaux se manifestent. Ils engendrent des nuages bourgeonnants de formes caractéristiques : les cumulus et les cumulonimbus. Les particules fines de dispersent alors.
    • Or dans les zones anticycloniques, le gradient est faible, c'est à dire que l'air en altitude est relativement chaud et donc stable.
  • On voit donc que le niveau de pollution des villes ne dépend que très accessoirement du niveau de leur émission qui varie d’ailleurs assez peu, mais dépend fortement de la météo :
    • Par beau temps (régime anticyclonique) avec une atmosphère stable et peu de vent : la pollution reste sur place, et on parle de pic.
    • Par mauvais temps (vents et/ou instabilité), la pollution est dispersée en altitude et en dehors de la ville.
Ceci ne veut évidemment pas dire que c’est la météo qui fabrique la pollution ! Elle se limite à la stocker, ou au contraire à la disperser. Si on parvient à réduire les émissions polluantes (agricoles, industrielles, véhicules, chauffages domestiques, etc.), on réduira évidemment les crêtes en valeur absolue, mais elles ne varieront pas en valeur relative…. Il y aura toujours des pics de pollution, mais ils seront plus bas. Ils seront aussi moins fréquents, sauf si… on continue à réduire le niveau justifiant cette appellation !



Le CO2 pollue ?





Le CO2 n’est pas un polluant…
… mais l’augmentation de son taux est un risque majeur

Quand on entend Madame la Maire de Paris déclarer qu’il faut interdire les véhicules diesel dans sa ville pour réduire la pollution atmosphérique urbaine par le CO2, on croit rêver, mais ce concentré d’erreurs est un cauchemar ! Essayons de faire un peu de tri dans les bêtises qui circulent, joyeusement amplifiées par les médias. Quels sont les faits ?

Le dioxyde de carbone CO2 est présent dans l’air avec un taux qui était jusqu’au XIXème siècle de l’ordre de 300 ppm (parties par million), c’est-à-dire 0,03 % en volume.

Rappelons qu'il est à l’origine de la vie sur terre, car presque toute la vie évoluée terrestre repose sur la photosynthèse : Les végétaux reçoivent du soleil l’énergie lumineuse. Grâce à la chlorophylle, dont le vert est devenu le symbole de l’écologie, cette énergie leur permet de décomposer la molécule de CO2 présente dans l’air, en ses deux corps simples, l’oxygène et le carbone, ce dernier étant, avec l’eau, la base de cellulose, principal constituant de la matière végétale. 

Cette dernière est la base de la chaîne alimentaire vers les animaux herbivores terrestres ou maritimes de toutes familles, puis de leurs prédateurs jusqu’à l’homme, qui, tous, mangent et respirent, c’est-à-dire font brûler leur nourriture dans l’air et rejettent du CO2. Sans le CO2, toute la chaîne de la vie s’écroule…

L’augmentation du taux de CO2, même au-delà du taux actuel (400 ppm), n’a aucun inconvénient direct pour tous ces êtres vivants : les végétaux poussent plus vite, la nourriture végétale augmente pour le plus grand bien de ceux qui la consomment et de leurs prédateurs. Tous continuent à inhaler un air pur constitué à 99,96% d’oxygène, d’azote et d’argon, contrairement à celui qu’ils exhalent, chargé en CO2 et vapeur d’eau résultant de leur métabolisme.

Le taux de CO2 varie très peu selon le lieu : il est pratiquement le même partout, au cœur des mégapoles chinoises comme au milieu du Groenland. La notion de « pollution urbaine par le CO» est donc strictement dépourvue de sens, bien que fréquemment médiatisée !

Mais, malgré sa parfaite innocuité pour les êtres vivants, le CO2 joue un rôle important dans les échanges thermiques par rayonnement de la terre vers l’espace. L’augmentation de son taux augmente l'absorption des infrarouges, et réduit ainsi le rayonnement terrestre vers l’espace, et donc la capacité de la terre à se refroidir : c’est l’effet de serre. Il est clairement démontré que :
  • Le taux de CO2 dans l’atmosphère a augmenté d’un tiers en un siècle
  • Cette augmentation résulte principalement à la combustion du charbon, du pétrole et du gaz dans des applications thermiques (chauffage domestique et industriel, cuisine) ou énergétiques (véhicules, avions, électricité) depuis la révolution industrielle, et accessoirement de la déforestation.
  • Depuis une vingtaine d’années, on observe un réchauffement climatique qui tend à s’accélérer.
Les travaux des scientifiques de nombreux pays, synthétisés dans les publications du GIEC (qui n’est pas leur employeur), et approuvés par la quasi-totalité des scientifiques compétents, établissent une relation de causalité du taux de CO2 vers le réchauffement climatique. Ils construisent des modèles cherchant à extrapoler le réchauffement futur en fonction du taux de CO2. Leurs résultats sont assez dispersés en raison de l’extrême complexité des modèles, et de la difficulté à y inclure certains phénomènes tels que la convection (mélange entre fluides), mais il est hautement probable que l’on tende vers une augmentation proche de 3° en l’an 2100, sauf réduction drastique des émissions entre temps.

Cette augmentation serait localement supportable par plus de 50° de latitude, mais catastrophique en dessous de 40°. Elle entraînerait la désertification de larges territoires, la fonte des glaces terrestres et maritimes qui pourraient relever le niveau des océans, de un à plusieurs mètres en submergeant de nombreuses villes et régions côtières, et amènerait des migrations massives, potentiellement génératrices de conflits armés.

Il est donc urgent d’agir comme le recommande Jean Tirole, prix Nobel d’économie, en taxant, ou en plafonnant et négociant, les émissions de CO2 dans un marché mondial unique. Il n’existe aucune alternative.

La pollution de l’air tue 48 000 personnes par an en France ?





Heureusement non, quoiqu’en dise l’ADEME !

Rappelons d’abord que la plupart des décès sont dus à des causes multiples :
  • Presque toutes les personnes âgées (parmi lesquelles l’auteur se place) souffrent de pathologies multiples plus ou moins prononcées : cholestérol, HTA, diabète, asthme, rhumatismes entraînant la sédentarité, séquelles cumulées de la consommation excessive d’alcool, de tabac, de sucre, de corps gras, de sel, de protéines, effets indésirables de médicaments permanents, inhalation ou ingestion de perturbateurs endocriniens, dégénérescence de la vue (presbytie), de l’ouïe (presbyacousie), de la mobilité, des défenses immunitaires, du métabolisme, etc…
  • Finalement, chaque être humain finit par mourir. Faut-il vraiment trouver une cause extérieure à chaque décès ? Evidemment non, car l’homme est mortel, et meurt généralement de causes multiples, dont la majorité est liée à l’âge.
  • Dans les causes de décès des personnes âgées, figurent évidemment le chaud et le froid :
    • La baisse de leur métabolisme les rend vulnérable au froid et aux pathologies qu’il favorise : grippe, rhume, pneumopathies, gastroentérite…
    • Les fortes chaleurs font des ravages, principalement par déshydratation, comme l’a montré la canicule de la première quinzaine d’août 2003, à laquelle 15 000 décès ont été attribués, soit 1 000 par jour.
Le chiffre annuel de 48 000 victimes de la pollution a été avancé par diverses sources, dont l’ADEME, qui est une Agence publique financée par le Ministère de l’Environnement auquel il rapporte. Cette Agence n’est donc pas un arbitre scientifique indépendant, mais bien un organe du ministère qui détermine sa ligne d’action sur des critères largement politiques. Le chiffre avancé de 48 000 victimes par an est la somme des surmortalités observées au cours de l’année pendant les pics de pollution, par rapport à la mortalité moyenne de l’année. Supposons qu’il soit sincère, et réfléchissons quelques minutes.

La corrélation entre les pics de pollution et les décès est suffisamment forte pour être indiscutable.

Mais une corrélation (simultanéité) n’est pas une causalité (relation de cause à effet) :
  • Rien ne prouve que la pollution mesurée soit la cause principale, ni même une cause secondaire, des décès dont les causes sont multiples.
  • L’effet indéniable de la pollution atmosphérique sur la santé est un effet à long terme, qui affaiblit l’organisme, et notamment les voies respiratoires, mais très rarement un effet immédiat.
  • Mais nous avons vu qu’il y a une causalité directe entre les pics de pollution et les anticyclones qui les provoquent. Ces derniers sont accompagnés de fortes chaleurs en été, ou d’hiver accompagnés de froid intenses en hiver.
  • L’effet sur des personnes fragiles des températures extrêmes peut  au contraire être rapide, comme la canicule de 2003 l’a montré. Il est donc hautement probable que la surmortalité pendant les pics de pollution leur est due.

En toute état de causes, tous ces décès sont dus à des causes multiples, dont l’âge et les pathologies antérieures. Présenter la pollution comme la cause unique de cette surmortalité est indéfendable. Mais paradoxalement, il est indiscutable qu’en dehors des pics de pollution, la mortalité est plus faible que la moyenne. Ceci met en évidence que, si la pollution était constante, par définition, il n’y aurait plus de surmortalité, ni de sous-mortalité, ce qui empêcherait d’additionner les surmortalités sans déduire les sous-mortalités, mais n’aurait aucun effet bénéfique sur l’indice annuel de mortalité !

La méthode employée par l’ADEME est donc très contestable. La vérité est que l’effet négatif indiscutable, mais probablement limité, de la pollution sur la santé n’est pas quantifiable par cette méthode. Nul ne peut nier que l’espérance de vie continue de croître malgré l’identification de multiples facteurs de dangers dont tout le monde s’inquiète, avec ou sans raisons selon les cas. 

Ci-dessous, les chiffres de l’INSEE sont éloquents. Ils montrent que l’on a gagné 15 ans d’espérance de vie en 60 ans, soit un trimestre par an ! Pour les esprits chagrins, précisons que le petit fléchissement perceptible en 2015 est dû à un changement de la base statistique : l’inclusion des résidents (de toutes origines) à Mayotte, évidemment négatif en raison d’un niveau de vie très inférieur, en dépit de l'air très pur au milieu de l’océan indien !

 

En outre, on peut craindre que la dénonciation hâtive et exagérée de risques non démontrés, puisse constituer en elle-même un risque pour la santé publique, tant physique que psychologique, par effet « nocebo », le contraire de l’effet placebo, utilisé par le « Docteur Knoch » de Jules Romains.

Rappelons enfin que le taux de mortalité moyen n’est pas un critère significatif de la bonne santé de la population, car il est très affecté par la structure de la pyramide des âges, et notamment par le pourcentage de personnes âgées dans la population. Le seul critère pertinent est l’âge moyen des décès, âge dont l’augmentation rapide pose problèmes aux caisses de retraite par répartition, mais ne démontre pas d’augmentation des risques ambiants, bien au contraire ! C’est plutôt rassurant !

Interdire les diesels ?


Interdire les diesels ?


Interdire les diesels n’est pas bon pour l’environnement

Le développement du diesel dans les poids lourds dans l’après-guerre, puis dans le tourisme dans les années 60 est associé à des véhicules émettant une fumée noire en accélération et dans les côtes. Depuis, les choses ont bien évolué : les moteurs diesel ont réduit leurs émissions polluantes spécifiques (carbone, NOx), les moteurs à essence ont aussi réduit les leurs, moins voyantes, mais bien réelles (CO, CHx), et les pétroliers ont éliminé le soufre. Des normes européennes successives, depuis l’Euro 1 jusqu’à l’Euro 6 ont énormément réduit les émissions admises, comme le montrent les deux graphes ci-dessous, qui montrent aussi la convergence entre essence et diesel.


Bien sûr, une norme est une demande, pas un résultat. Elle est spécifiée dans des conditions précises qui peuvent être jugées trop favorables. Il reste possible de modifier ces conditions d’essai pour les rendre plus proches de l'utilisation réelle. Il est acceptable d’interdire progressivement l’utilisation, notamment urbaine, des véhicules non conformes à l’Euro 6 ou aux versions futures de la norme. On peut renforcer les contrôles techniques pour éliminer ou remettre à hauteur les véhicules non conformes.

Mais la volonté légitime de réduire la pollution urbaine ne doit pas faire oublier que :
  • Selon la norme Euro 6, il n’y a plus de différence significative entre essence et diesel en termes de pollution.
  • L’Etat ou les collectivités territoriales sont fondées à exiger la conformité à une norme, mais n’ont aucune compétence, ni technique, ni juridique, ni économique pour faire des choix techniques tels que l’interdiction du diesel.
  • Cette conformité doit être exigée de tous les émetteurs de pollution, et non pas seulement de l’automobile qui est devenue minoritaire à cet égard, mais qui est « bankable » (on peut lui imposer des prescriptions coûteuses !)
  • Selon les courbes publiées par Airparif, la qualité de l’air à Paris n’a jamais été aussi bonne. La fréquence des « alertes à la pollution » résulte de la réduction des seuils d’alerte, et non d’une aggravation de la situation !
  • Le problème écologique mondial majeur est le réchauffement climatique résultant de l’augmentation du taux de CO2.
  • Or, à puissance mécanique égale, un moteur diesel émet 15% de CO2 de moins qu’un moteur à essence. Ceci résulte directement de la loi de Carnot-Clausius : le diesel a un meilleur rendement parce qu’il à un rapport de détente plus élevé, impossible à réaliser avec l’essence.
Il est donc parfaitement absurde, et clairement contre-productif, d’interdire le diesel.

On peut aussi remarquer que la distillation du pétrole sépare ses composants, du plus lourd au plus léger, et sépare donc l’essence du gazole, mais qu’elle n’a aucune influence sur les parts relatives de ces deux carburants. Une question se pose donc :
  • Si l’on cesse d’utiliser comme carburant le gazole produit en même temps que l’essence, qu’en fait-on ?
  • On ne peut évidemment pas le stocker indéfiniment !
  • On peut l’utiliser pour des applications pour lesquelles il n’est ni indispensable, ni optimum : production électrique, chauffage…, pour lesquelles il émettra plus de CO2 que ses concurrents : hydraulique, nucléaire, énergies vertes, thermique au gaz. Alors le remède est pire que le mal !
  • Alors qu’en fait-on ?
  • Evidemment, on l’utilise dans les applications pour lesquelles il est optimum : avions, bateaux, transports routiers poids lourds, véhicules de tourisme… et on arrête de raconter des bêtises.

 Remplacer le gazole par l’essence n’a aucun sens.

jeudi 15 février 2018

Optimisation des PPV fixes : pente et tarification



Résumé

Les fermes photovoltaïques produisent un peu moins de la moitié de l’énergie électrique solaire en France, soit 1% de la production électrique totale. Elles sont subventionnées à travers des contrats à durée déterminée qui leur assurent la priorité d’écoulement et un prix fixe garanti, et leur permettent donc de vendre à un prix déconnecté du marché, insensible à la concurrence. Les exploitants cherchent donc à optimiser la production annuelle, et donc la production estivale prépondérante (jours longs et soleil haut) grâce à des PPV presque horizontaux, même au détriment de la production hivernale.

En dehors des STEPs, de capacité limitées, le stockage de l’énergie électrique n’est pas économiquement possible sur une demi-journée, du jour à la nuit, et est définitivement impossible sur une demi-année, 365 fois plus longue, entre l’été et l’hiver !

La vraie valeur de l’énergie solaire actuelle est donc très faible, parce qu’elle est contracyclique : elle produit quand on n’en n’a guère besoin, et se substitue alors au nucléaire sans réduction des émissions de CO2 dont le nucléaire est tout aussi exempt. Elle n’a pas d’intérêt économique, puisque le coût marginal de l’énergie nucléaire ainsi économisée est très inférieur à leur prix contractuel garanti.

Il est donc essentiel de réduire le caractère contracyclique des PPV en augmentant leur production hivernale, même au détriment de l’été et de la moyenne annuelle, ce qui peut se faire très simplement, avec des PPV plus inclinés vers le sud.

Pour y inciter l'exploitant des futures fermes, il faut l’amener à vendre au prix de marché de gros en remplaçant les avantages actuels par un abondement défini en pourcentage fixe de ses ventes, autour de 80%. Ainsi, les concepteurs et les exploitants de fermes PV seront contraints de s’intéresser au prix de marché et d’optimiser leur production en hiver, dans l’intérêt commun des acteurs de l’énergie.

Les projets seraient ainsi attribués au moins-disant en taux d’abondement, et non plus en prix garanti du MWh. Le coût de l’abondement serait financé de la même manière que le prix garanti qu'il remplace, à savoir par le CSPE (Contribution au Service Public de l’Electricité) payée par l’abonné. Le taux d’abondement donnerait en plus une mesure objective de la compétitivité, laquelle ne sera atteinte que quand le taux sera nul.

Mais cette analyse démontre aussi que les PPV, même à prix réduits, ne peuvent constituer une solution partielle pertinente sous nos latitudes que si le stockage devient économiquement viable, ce qui n’est nullement le cas à un horizon prévisible.

Surinvestissement : Quand bien même le stockage sur une demi-journée deviendrait possible, le facteur de charge en hiver des PPV de pente optimisée, est de 8% en moyenne, mais descend vers 5% les jours de forte nébulosité. Pourvoir à une consommation d’hiver pendant un tel jour calendaire, à partir de la brève production PV diurne, nécessiterait une puissance installée multipliée par 20 (= 1/5%), et même par 25 en tenant compte du rendement de stockage. Ceci n’étant pas envisageable, le caractère contracyclique des PPV n’est donc pas compensable par le stockage, même gratuit, et condamne cette filière à un rôle marginal diurne.

Par surcroît, le stockage sur une demi-journée est loin d’être gratuit. Nous montrons ci-dessous qu’il aboutirait à environ 60 €/MWh selon des hypothèses très optimistes de stockage par batteries, et beaucoup plus via l’hydrogène. Ce coût vient s’ajouter au coût de production, au mieux 80 €/MWh, pour aboutir, en intégrant un rendement de stockage de 75%, à 167 €/MWh, bien loin de la compétitivité… La meilleure décision serait donc de cesser de subventionner cette source d’énergie de réseau en France, ce qui entraînerait l’arrêt immédiat des investissements.

Il en va très différemment dans les pays tropicaux, non seulement parce que les PPV y produisent largement plus et parce que l’alternance jour / nuit est pratiquement constante, mais surtout parce que les pointes de consommation dues à la climatisation sont en journée et en été, en phase avec la production. Les problèmes de contrecycle et de surinvestissement sont là-bas éliminés.

Analyse

Problématique des panneaux solaires photovoltaïques (PPV)

Dans le but louable, mais d’efficacité discutable, d’aider au développement des énergies renouvelables, l’Etat accorde aux exploitants de fermes photovoltaïques deux avantages qui font l’objet d’un contrat à durée déterminée, en général 20 ans :
  • La garantie d’écoulement prioritaire
  • Le prix garanti sur la durée du contrat
Le prix de vente de l’énergie électrique ainsi produite est donc totalement déconnecté du prix de marché de gros, dont la moyenne est de l’ordre de 40 €/MWh, mais qui varie entre des extrêmes allant d’une valeur légèrement négative, à des valeurs ayant déjà atteint 1 000 €/MWh, et, de façon usuelle, entre 30 et 100 €/MWh. Ces variations résultent de la loi de l’offre et de la demande :
  • Si la demande globale est faible et vient à être inférieure à la production des énergies fatales bénéficiant de l’écoulement prioritaire, l’opérateur de réseau, qui opère sur des marchés concurrentiels en amont et en aval, n’a pas d’autre choix que de baisser ses prix de vente pour écouler les excédents à d’autres opérateurs étrangers.
  • Si au contraire la demande est très élevée, l’opérateur doit acheter aux sources d’énergie les plus coûteuses, producteurs nationaux ou opérateurs étrangers.
En aval, la majorité des abonnés particuliers ont des prix fixes ou très peu différenciés (jour/nuit), avec l’exception du tarif EDF Tempo fortement différencié (facteur 9,9 réduit à 7,0 en 2016) selon la consommation globale prévue, mais peu répandu et peu promu. Les abonnés industriels peuvent avoir des contrats à prix variables, voire des contrats d’effacement qui autorisent l’opérateur de réseau à couper leur approvisionnement avec un préavis court. Mais cette action sur la demande est insuffisante pour réduire suffisamment les pointes de consommation qui surviennent en hiver, en début ou fin de nuit, par grand froid.

Il est donc essentiel de disposer de moyens de production :
  • même chers, pouvant être mobilisés rapidement pendant les pointes de consommation : thermique fossile, hydraulique de haute chute y compris les STEPs, thermique au biogaz renouvelable…
  • ou, à tout le moins, pouvant assurer une production continue sur laquelle on puisse compter pendant les pointes : nucléaire, hydraulique au fil de l’eau.

Or les nouvelles énergies vertes ne répondent nullement à ces critères :
  • L’énergie éolienne, liée au vent, est aléatoire : un régime anticyclonique d’hiver peut faire coïncider vents faibles ou nuls et grand froid.
  • Plus grave, l’énergie photovoltaïque est contracyclique sur l’année : elle produit autour de la mi-journée beaucoup en été, mais peu en hiver, et rien la nuit, notamment au cours de longues nuits d’hiver (18 heures sur 24) où se situent les pointes de consommation.
  • Le déni de cette évidence a amené l’Allemagne à dépenser 350 G€ dans les énergies vertes au détriment du nucléaire, avec pour résultat un prix de l’énergie électrique presque double de la France et DIX FOIS plus émetteur de CO2 ! Elle semble discrètement remettre en cause cette politique depuis 2016.
La forte baisse du prix de revient des PPV (Panneaux Photo Voltaïques) permet de réduire le prix garanti assurant la rentabilité des fermes solaires : les fermes récentes bénéficient de 105 €/MWh, mais les nouveaux projets sont basés sur 80 €/MWh, niveau parfois dépassé par le prix de marché de gros, ce que certains ont présenté comme l’accès à la compétitivité. Ceci est inexact, car faudrait pour cela que le marché de gros atteigne ou dépasse durablement ces 80 €/MWh au moment où les PPV produisent, c’est-à-dire en journée et surtout en été, ce qui n’est pratiquement jamais le cas ! Les PPV demeurent donc très loin de la compétitivité, non pas parce que leur prix moyen est beaucoup trop élevé, mais bien parce qu’elles ne produisent pas au bon moment

Atténuer le caractère contracyclique des PPV ?

Cesser l’installation de fermes solaires sous nos latitudes, est une décision politiquement difficile tant l’opinion, mal informée par les médias, leur est favorable. Mais il est au minimum indispensable de réduire leur caractère contracyclique annuel caractérisé par une production hivernale insignifiante : sous nos latitudes, la production quotidienne moyenne au voisinage du solstice d’hiver est 9 à 10 fois inférieure à celle du solstice d’été ! Nous montrons ci-dessous que cette réduction est possible, très simplement, et sans coût supplémentaire…

La production d’un PPV déterminé ne dépend que de son éclairement par le soleil, lequel varie selon quatre paramètres :
  1. Le site (angle du soleil au-dessus de l’horizon) à midi, qui varie entre :
    • un maximum égal à : latitude plus 23° au solstice d’été,
    • un minimum égal à : latitude moins 23° au solstice d’hiver. En France la latitude varie entre 42° N (Banuyls) et 51° N (Calais). 
  2. L’azimut (angle du soleil par rapport aux points cardinaux), qui dépend de l’heure. En attribuant ici la valeur 0 au plein sud (contrairement à l’usage qui lui attribue 180°), il varie quotidiennement sous nos latitudes d’environ -60° à +60° degrés au solstice d’hiver (nuits longues), ou d’environ -120° à +120° au solstice d’été (jours longs). Dans les régions subtropicales, au contraire, cet angle varie quotidiennement en toutes saisons d’environ -90° à + 90° (jour pratiquement égal à la nuit).
  3. La pente du PPV supposé fixe, vers le sud, entre l’horizontale et la verticale
  4. La nébulosité : couverture nuageuse, brume, brouillard, précipitations
Notons tout de suite que :
  • Paramètres 1 et 2 : Ils sont imposés en un lieu déterminé dont l’ensoleillement « astronomique » (hors nébulosité), est totalement prévisible dans le temps sans limite de durée. Ils justifient pleinement l’implantation de PPV dans les pays de latitude inférieure à 30° N (environ San Francisco, New York, Porto, Naples, Bakou, Pékin), mais sont très dissuasifs au-delà de 45° N (environ Seattle, Montréal, Bordeaux, Grenoble, Bucarest,  Crimée, Vladivostok, nord du Japon), régions dans lesquelles les nuits très longues en hiver ne sont pas compensées en journée par un soleil trop bas.
  • Paramètre 3 : L’angle des PPV avec la verticale, 3ème paramètre, est libre pour le concepteur d’un ferme solaire, mais imposé par la pente du toit déjà bâti pour le presque totalité des producteurs diffus. Ce qui suit ne les concerne donc pas les PPV diffus sur toitures.
  • Paramètre 4 : La nébulosité vient corriger les prévisions « astronomiques » de production, en faible baisse dans les régions arides, et en forte baisse dans les régions pluvieuses. Dans l’ensemble, la nébulosité vient handicaper la production solaire des régions déjà défavorisées du nord : c’est bien connu, il y a plus de nuages en Irlande (53° N) qu’au Maroc (33° N), et aussi plus en hiver qu’en été en France (42°N à 51°N).
  • L’observation des PPV existants est surprenante :

Dans les fermes solaires, reliées au réseau électrique, les PPV sont proches de l’horizontale, comme ci-dessous à Cestas, au sud de Bordeaux, la plus grande ferme française :


Au contraire, sur les dispositifs autonomes non reliés au réseau, qui ont pour seule source d’alimentation la production de leur PPV, ceux-ci sont   très inclinés vers le sud, proches de la verticale, comme ci-dessous :

 


Cette différence s’explique très simplement :

Le PPV d’un dispositif autonome doit assurer chaque jour :
  • la production nécessaire à son fonctionnement,
  • plus la charge de la batterie qui sera utilisée pour le fonctionnement au cours de la nuit qui est jusqu’à deux fois plus longue que le jour.
Il doit donc être dimensionné et orienté pour assurer ces deux besoins même dans les pires conditions, c’est-à-dire autour du solstice d’hiver avec nébulosité élevée. Avec juste raison il est donc très incliné vers le sud, face à un soleil, voilé ou non, bas sur l’horizon.

L’exploitant de ferme solaire vend sa production, dont l’écoulement est prioritaire, et donc insensible à la concurrence, à un prix forfaitaire contractuel déconnecté du prix de marché. Ce dernier augmente fortement quand la consommation croît : en hiver, de nuit et par temps froid. Selon son contrat qui n’encourage pas à la continuité, l’exploitant a donc intérêt à optimiser sa production annuelle totale sans se préoccuper, ni du besoin, ni du prix de marché. Il le fait en optimisant la production prépondérante, celle de mai à août, au détriment (faible pour lui) de novembre à février. Le soleil étant haut dans la première période, il dispose ses PPV proches de l’horizontale, ce qui a en outre les avantages suivants :
  • Moindre surface au sol, car les PPV ne se masquent pas les uns les autres.
  • Structure moins haute et plus simple
Il ne va pas jusqu’à l’horizontale qui aurait des inconvénients de maintenance : une légère pente est nécessaire à l’auto-nettoyage : la pluie ruisselle en entraînant la majeure partie des poussières déposées sur les PPV.

On objectera que les éoliennes bénéficient du même type de contrat. Elles produisent de façon aléatoire, quand il y a du vent, mais celui-ci est peu corrélé avec la consommation : les éoliennes ne sont pas contracycliques. En outre, quand le vent est là, l’intérêt de l’exploitant est de produire le maximum, sans que ce soit au détriment d’autres circonstances. Une éolienne pourrait être spécialisée dans les vents forts ou dans les vents faibles, mais il n’existe guère de corrélation entre la force du vent et le besoin national en électricité. Leur contrat, quoique trop généreux par rapport à leur production, n’a pas d’effet pervers direct.

Rappelons aussi qu’en dehors des STEPs limitées en capacité et aux seules régions montagneuses, il n’existe, ni actuellement, ni à un horizon prévisible, de moyen économiquement viable pour stocker l’énergie de réseau, qu’elle soit solaire, éolienne ou autre. Notamment :
  • Les batteries ont un rapport coût / durée de vie trop élevé, outre leur caractère fort peu écologique
  • L’hydrogène vert (électrolytique) amène un rendement désastreux : 70% pour l’électrolyse, 90% pour la compression/détente, 50% pour la pile à combustible, soit 31% en tout, avec des coûts d’investissement très élevés et à durée de vie limitée.
De toutes manières, un stockage à prix très élevé est techniquement possible sur une demi-journée entre le jour et la nuit, mais absolument exclu sur une demi-année entre le solstice d’été et celui d’hiver, car il serait… 365 fois plus coûteux !

Analyse de la production des PPV fixes

Nous avons vu que les exploitants de fermes solaires disposent d’un paramètre pour optimiser leur production selon la saison : l’inclinaison des PPV par rapport à l’horizontale. Un panneau très incliné optimise l’hiver tout en pénalisant l’été, avec une réduction de la production totale annuelle, mais avec une meilleure adéquation à la demande globale d’énergie.

La modélisation, effectuée par nos soins et détaillée en annexe, est établie pour une latitude de 45°N, ne qui est à peu près la latitude moyenne des fermes solaires qui sont pour la plupart dans le sud du pays, heureusement ! Cette modélisation ne prétend pas optimiser définitivement les paramètres des fermes solaires qu’il appartient aux exploitants de choisir dans la grande variété de latitudes, de climats, d’altitudes, de pentes naturelles, de prix du terrain, etc., mais seulement de prouver qu’il existe une large possibilité d’optimisation, actuellement utilisée à contre-sens, et qu’il ait aisé de modifier.

Notre analyse part d’une modélisation des courbes diurnes de production (en ordonnées) selon l’heure (en abscisses) et le mois (en paramètre) pour toutes les pentes comprises entre -20° et +70° par pas de 10°. Pour chaque pas de 10, deux résultats sont établis :

La production selon le « modèle astronomique » qui serait atteinte en l’absence de nébulosité, et avec des rayons solaires traversant l’atmosphère (équivalente à 7,8 km d’air à la pression atmosphérique) sous un angle de 45°, soit un trajet constant de 7,8 km / cos(45°) = 7,8 x 1,414 = 11,0 km (C’est la définition de la puissance de crête d’un PPV perpendiculaire aux rayons, selon la direction du soleil par rapport à la verticale, selon croquis ci-dessous).



La production selon « modèle réel » qui prend en compte :
  • une nébulosité moyenne différenciée par saison,
  • La longueur réelle de la trajectoire des rayons dans l’atmosphère, notamment aux lever et coucher du soleil.
Examinons le résultat pour deux pentes bien caractéristiques parmi les 10 calculées :  
  • PPV fixe horizontal (0°)
  • PPV fixe incliné vers le sud (60°). 
PPV à 0° (horizontal)


Les courbes calculées ci-dessous selon le modèle réel, diffèrent des courbes ci-dessus selon le modèle astronomique à plusieurs égards correspondant à des phénomènes physiques très concrets :
  • Le maximum astronomique est inférieur à 100% parce que le PPV n’est jamais perpendiculaire au soleil.  L’écart minimum est de 45° (latitude) – 23° (écliptique) = 22°, et cos(22°) = 93%. Le maximum réel est inférieur en raison de la nébulosité faible mais significative de juin à juillet.
  • Les courbes du modèle réel de novembre à février sont très inférieures aux courbes astronomiques en raison de la forte nébulosité et d’un trajet optique dans l’atmosphère rallongé pendant ces quatre mois (soleil plus bas sur l’horizon, même à midi).
  • Aux lever et coucher du soleil, passage d’une coupure franche dans le modèle astronomique (le soleil disparaît brusquement derrière l’horizon), à une tangente (en plus, la trajectoire des rayons solaires dans l’atmosphère tend vers l’infini au soleil couchant et fait tendre l’éclairement solaire vers zéro). Le modèle réel traduit la réduction de production due à l’atmosphère en début et fin de journée.
  • Mais les durées des jours ne sont pas modifiées entre les deux modèles.



A titre de comparaison, la courbe historique de production solaire sans nébulosité au voisinage du solstice d’été avec grand beau temps le 17 juin 2017, est tirée du site du Réseau de Transport d’Electricité www.eco2mixrte.fr (attention au décalage de 2 heures des abscisses, entre les heures solaires du modèle, et les heures légales de RTE). La correspondance est excellente avec la courbe rouge du modèle réel, sauf le maximum, situé à 5 422 MW en crête rapporté à une puissance installée de l’ordre de 7 000 MW, soit 78%, logiquement supérieur à notre modèle (73%) puisque sans nébulosité ce jour-là, mais pas strictement comparable en raison de la variété des PPV en France, dont la majorité est diffuse en toiture, donc non horizontale.



PPV incliné de 60° vers le sud

 

Les courbes ci-dessous du modèle réel, diffèrent à nouveau des courbes ci-dessus du modèle astronomique :
  • Le maximum astronomique est obtenu en novembre-février et atteint 100% parce que le site du PPV (45° de latitude moins 60° de pente = -15°, très proche du soleil à -23° de décembre à janvier, voire égal en novembre et février. Le maximum de juin à juillet est bas, de l’ordre de 80%, parce que le PPV est trop incliné pour être perpendiculaire au soleil à midi. Le maximum du modèle réel est inférieur en raison de la nébulosité qui reste significative de mai à août.
  • Au contraire, le maximum du modèle réel est pratiquement maintenu (61 à 63%) pendant les six mois d’avril à septembre, car relativement peu réduit par leur relativement faible nébulosité, mais de novembre à février, l’écart entre les deux modèles est important en raison de la forte nébulosité.
  • Pour autant, dans le modèle réel, la production de novembre à février (aire sous le courbe bleue) atteint la moitié de la valeur de mai à août, alors /que pour un panneau horizontal, elle est inférieure à son sixième : la production est beaucoup moins contracyclique.
  • Dans tous les cas, la production n’existe qu’à une double condition : le soleil soit être situé au-dessus du plan horizontal ET au-dessus du plan du PPV. Sur le modèle astronomique, en novembre-février, le coucher du soleil survient alors que le PPV est encore correctement orienté, d’où les importantes variations presque instantanées. Celles-ci sont estompées dans le modèle réel par la prise en compte de la forte absorption atmosphérique en début et fin de journée.
  • Dans les deux modèles, l’azimut du soleil ne peut être exploité par un PPV proche de la verticale que sur une durée n’excédant pas 180°, soit 12 heures, les heures antérieures et postérieures étant perdues en mai-août.
  • Les durées des jours ne sont pas modifiées entre les deux modèles.




Les courbes en trait continu, basées sur le modèle réel, donnent la production (facteur de charge exprimé en pourcent) par saison  quand la pente du PPV varie de -20° à +70°. On constate, sans surprise, les optimums suivants :

  • 25% de mai à août avec une pente de 15%
  • 16% en moyenne annuelle (courbe noire), avec une pente de 35%
  • 9% de novembre à février avec une pente de 65%
Le facteur de charge annuel réel pour un PPV en pente de 10° ressort à 14,5%, conforme aux moyennes nationales réelles, mais ces dernières résultent d’une très grande variété de PPV diffus de pentes variables, et des PPV peu inclinés des fermes solaires, et sont donc difficiles à interpréter.

Les courbes en trait mixte donnent, à titre indicatif, la production « astronomique » en l’absence de nébulosité, et avec une épaisseur atmosphérique supposée constante (croquis plus haut). La différence est spectaculaire, particulièrement de novembre à février, où la nébulosité et l’augmentation de l’absorption atmosphérique divisent la production par un facteur de plus de 3.


Sur ce graphe, on constate qu’il est possible, en passant d’une pente de 5° à une pente de 65°, de maintenir la production annuelle (facteur de charge 14%), tout en doublant la production de novembre à février (facteur de charge passant de 4,5% à 9%). Mais si on veut réduire le masquage des panneaux inclinés par les panneaux situés devant, il faut augmenter la distance entre panneaux, c’est-à-dire augmenter la surface du terrain et donc le coût de la ferme PV.

Une variante est de rechercher des terrains en pente vers le midi, ce qui réduit le masquage, et aussi la surface du terrain (puisqu’en arpentage, celle-ci est toujours rapportée à sa projection horizontale), mais au prix de conditions d’installation et d’exploitation plus difficiles).

Dans tous les cas, les exploitants ne le feront pas sans incitation économique…


Optimisation en valeur

La valeur réelle de l’énergie électrique produite est celle du prix de marché de gros au moment de la production. Il est plus élevé quand il fait froid et à certaines heures. Nous nous sommes basés sur une hypothèse selon laquelle la moyenne quotidienne diurne du prix de marché varie entre un minimum en juin et juillet et un maximum en décembre et janvier, dans un rapport 2,37, par exemple de 30 à 71 €/MWh, la valeur absolue étant sans effet puisqu’il s’agit d’une comparaison entre périodes. Le prix de gros nocturne est sans intérêt, puisqu’il valoriserait une production PV nulle. La loi de variation dans la période est exponentielle, avec plus de temps en dessous de la moyenne (47 €) qu’au-dessus. Elle aboutit à des valeurs plausibles, qu’il y aurait lieu d’affiner par comparaison avec à des moyennes sur plusieurs années dont nous ne disposons pas. Mais nous verrons ci-dessous que les résultats sont suffisamment différenciés pour ne pas être remis en cause par une petite incertitude sur les hypothèses de prix.

Le graphe ci-dessous comporte des ordonnées en pourcents choisis tels que, pour des PPV horizontaux (0°), la courbe de production en valeur annuelle soit à 13%, comme le facteur de charge qui donne la production en volume dans les mêmes conditions, afin de faciliter les comparaisons.



Dans l’intérêt commun des acteurs de la production PV, producteurs, opérateurs de réseaux et utilisateurs, il est évidemment souhaitable d’optimiser la production en valeur, et non en volume. Le graphe ci-dessous montre de façon évidente que :

  • l’optimum en valeur annuelle se situe vers une pente de 45° à 50°, que les fermes solaires devraient utiliser en lieu et place des pentes actuelles  faibles (0° à 30°), 
  • l’optimum en valeur de novembre à février se situe vers une pente de 70°, celle que l’on observe sur les équipements non raccordés au réseau et recourant donc au stockage.
Le stockage sur une demi-année n’étant en aucun cas envisageable, et dans l’hypothèse où un stockage sur une demi-journée deviendrait économiquement possible, l’énergie PV ne pourra être développée qu’en augmentant fortement sa production de novembre à février, même au détriment des autres périodes pour lesquelles le stockage est relativement moins critique. Pour l’obtenir, il est indispensable d’inciter les exploitants à modifier leurs installations futures, et, si possible, actuelles.

Au moins modifier les contrats des fermes solaires…

Une telle modification est juridiquement aisée, et de coût nul, pour les appels d’offres des fermes solaires futures. Elle pourrait être négociée pour les contrats déjà signés, dans des conditions évidemment beaucoup moins favorables, car il va de soi que la signature publique acquise doit être respectée, même si sa pertinence est contestable.

Pour ce faire, il suffit, très simplement, de remplacer les contrats actuels (priorité d’écoulement et prix fixe garanti) par de nouveaux contrats :

  • supprimant la priorité d’écoulement, ce qui oblige l’exploitant à vendre au prix du marché de gros,
  • mais apportant un abondement exprimé en % du chiffre réalisé au prix de gros d’affaires (et non du volume produit).
L’abondement oblige l’exploitant à chercher à vendre le plus possible à un prix rémunérateur, c’est-à-dire à produire en périodes hivernales de forte consommation. Il cessera d’optimiser l’été ou l’année, mais, à défaut de pouvoir produire la nuit, optimisera l’hiver, et sa production viendra alors en déduction des productions fossiles, et réduira ainsi les émissions de CO2. Sans aucun doute, il augmentera l’inclinaison des PPV autour des 50° à 60° du graphique ci-dessus. On peut aussi penser que cette meilleure valorisation de l’énergie PV quand elle est rare pourrait rentabiliser les PPV mobiles selon un ou deux axes, selon un principe parfaitement connu :
  • Rotation quotidienne en azimut selon une parallèle à l’axe de rotation terrestre
  • Rotation annuelle en site selon un axe horizontal est - ouest

Les appels d’offres publics pour de nouvelles ferme solaires ne seraient donc plus basés sur le prix fixe garanti du MWh, mais sur le taux d’abondement garanti :  Celui qui offre le taux d’abondement le plus bas remporte le marché. En remplacement d’un prix garanti de 80 €/MWh, on peut prévoir que l’on parviendrait à un taux d’abondement de l’ordre de 80%, c’est-à-dire un revenu de l’exploitant variant le plus souvent entre :
  • 54 €/MWh pour un prix de marché de gros à 30 €/MWh
  • 126 €/MWh, pour un prix de marché de gros à 70 €/MWh.
Le marché confirmera ou modifiera, peut-être à la baisse, cette estimation.



Ceci aura en outre l’avantage de chiffer la compétitivité réelle de la filière : on a trop vu les médias annoncer que l’énergie solaire est compétitive au motif que son prix de revient moyen se situe parfois en dessous du prix de marché, alors qu’en l’absence de stockage, seule la compétitivité instantanée a un sens. Le taux d’abondement chiffre exactement le défaut de compétitivité réelle : on pourra parler de compétitivité quand aucun abondement ne sera nécessaire. On pourra aussi comparer ce taux d’abondement selon la latitude, et mettre en relief que les PPV au nord de la France ne sont pas économiquement viables.

Pas plus que le prix garanti actuel, l‘abondement ne sera une charge pour les finances publiques. Comme le prix garanti, il sera financé par la CSPE (Contribution au Service Public de l’Electricité) à la charge des abonnés, avec vocation à disparaître :

  • soit parce ce que le PPV est devenu réellement compétitif, ce qui sera peut-être possible à long terme dans les régions méridionales,
  • soit parce qu’on aura abandonné cette source contracyclique, notamment dans les régions septentrionales.

Mais de préférence arrêter ces investissements !

Plaçons-nous dans l’hypothèse optimiste d’un stockage économiquement possible sur une demi-journée, maintenons qu’un stockage sur une demi-année, 365 fois plus cher, ne sera jamais possible, et examinons la situation au cœur de l’hiver.

  • Nous avons vu qu’avec des panneaux de pente optimisée, vers 60°, le facteur de charge en décembre et janvier n’est en moyenne que de 8% sur 24 heures malgré un maximum à 35% autour de midi, en raison d’une production effective faible et très brève.
  • Dans les conditions les plus critiques, par jour de forte nébulosité, le facteur de charge pourrait se situer un tiers plus bas que la moyenne ci-dessus, aux alentours de 5% sur 24 heures.
  • Par grand froid, la consommation nationale sur une heure peut dépasser 90 GW, elle a même déjà atteint 103 GW. Une consommation moyenne de 75 GW sur 24 heures, soit 75 x 24 = 1 800 GWh est très plausible.
  • Pour les produire avec un facteur de charge de 5%, il faut une puissance installée de : 1800 GWh / 24 h / 5% = 1 500 GW avant rendement de stockage.
  • Mais les deux tiers, soit environ 1 200 GWh de cette énergie passeront par un stockage. S’il s’agit de batteries de rendement 80% se composant avec le rendement du réseau pour un rendement global de 75%, (hypothèse très optimiste par rapport à l’hydrogène) il faut produire 1 200 GWh/75% + 600 GWh = 2 200 GWh en 24 heures.
  • Pour les produire cette énergie ainsi réévaluée, il faut une puissance installée de : 2200 GWh / 24 h / 5% = 1 833 GW pour assure la continuité en hiver.
  • Rappelons les ordres de grandeur en énergie PV : 1 MW installé = 1 hectare = 1 M€. La puissance installée de 1 833 GW signifie :
  • environ 18 fois la puissance actuelle en France, qui est de l’ordre de 100 GW, toutes filières confondues !
  • Une surface de 1 833 000 hectares, soit 18 330 km², deux fois la Corse !
  • Un investissement de 1 833 G€, soit 367 tranches de centrales nucléaires de 1 GW comptées à 5 G€ chacune !
  • Un tel investissement en moyens de production utilisés quelques semaines par an, est évidemment trop coûteux et impossible à amortir. Le caractère contracyclique des PPV n’est pas compensable par le stockage, et limite cette filière à un rôle marginal.
Le stockage au coucher du soleil doit atteindre 1 200 GWh soit l’équivalent théorique de 5,4 millions de batteries de véhicules électriques de 22 KWh (Renault Zoé), en fait plutôt 10 millions de batteries si on limite le cyclage à 54% de la capacité nominale afin de préserver la durée de vie, déjà limitée à environ 2000 cycles. Le stockage nécessiterait donc un investissement de 10 millions de batteries à 6 K€ l’une, soit 60 G€… à renouveler tous les 6 ans (20 000 jours). Le seul stockage nocturne coûterait donc 60 G€ / 10 ans = 10 G€/an, et porterait sur 50% de la consommation annuelle en durée, environ 40% de la consommation annuelle en volume, soit 430 TWh/an x 40% = 172 000 MWh/an. Le MWh utilisé la nuit verrait son coût augmenter de 10 G€ / 172 000 = 60 € du seul fait du stockage, avant pris en compte du rendement de stockage et du coût de production.

Si on oublie délibérément l’impossible amortissement d’un parc ayant coûté 1 833 G€ et que l’on prend en compte le futur prix supposé du MWh PV, soit 80 €, on arriverait à un coût du MWH restitué le nuit de :
80 € (product.) / 75% (rdt. de stockage) + 60 € = 167 €/MWh.
Malgré des hypothèses très optimistes, en on est très loin de la compétitivité, même en énergie marginale !

Annexes

Modélisation de la production des fermes photovoltaïques

La modélisation de la production, exprimée en pourcentage de la puissance installée, est faite en trois étapes :

  • Modélisation astronomique, qui donne la production sans nébulosité, avec une absorption atmosphérique constante.
  • Prise en compte de l’absorption atmosphérique et de la nébulosité par la modèle dit « réel », qui vient corriger la précédente d’un facteur correctif toujours inférieur à 100%
  • Modélisation du prix de marché de gros de l’énergie au cours de l’année
Modélisation astronomique

Les mouvements relatifs de la terre et du soleil sont rapportés à un trièdre Oxyz orthonormé défini comme suit :

  • L’axe Oz est l’axe de rotation de la terre
  • Le plan Oxy est le plan équatorial terrestre
  • Le plan Oxz est déterminé par le soleil et l’axe de rotation terrestre
Repère orthonormé

Il s’en suit :

  • Qu’un point fixe P de la terre tourne autour de l’axe Oz avec une période de 24 heures.
  • Que le soleil « monte et descend » dans le plan Oxz selon un angle dont les maximums en valeur absolue sont l’angle de l’écliptique (ecl = 23°) atteints aux solstices d’été et d’hiver selon une période de 1 an.
La modélisation est faite par calcul de l’ensoleillement par pas de ¼ d’heure, soit 96 pas par jour, pendant un semestre, d’un solstice au suivant, comportant 6 jours, soit 12 jours par an, ou encore 1 jour par mois. On aboutit à 96 x 6 = 576 pas par semestre, gérable sur Excel. Au cours de ce semestre de 6 jours, le site du soleil passe de son maximum de +23° à son minimum de -23°.

Le plan horizontal en un lieu P de longitude zéro et de latitude lat à l’heure hr par rapport à ce trièdre, est représenté dans le trièdre ci-dessus par son vecteur directeur (perpendiculaire au plan) unitaire OP dont les composantes sont :
xOP = sin(lat). cos {π [(hr/12)+1)]}
yOP = sin(lat).  sin {π [(hr/12)+1)]}
zOP = cos(lat)
On vérifie bien que xOP2 + yOP2 + zOP2 = 1

La direction du soleil est donnée par le vecteur unitaire OS dont les coordonnées sont :
xOS = cos {ecl . sin [π( hr/144 +1/2)]}
yOSs = 0
zOS = sin {ecl . sin [π( hr/144 +1/2)]}
144 est le produit de 24 hr/jr x 6 jours 
On vérifie à nouveau que xOS2 +y OS2 + zOS2 = 1

L’éclairement d’une surface horizontale au point P à l’heure hr est donnée, en pourcentage de la puissance installée, par le produit scalaire OS.OP, c’est-à-dire le cosinus de l’angle α des deux vecteurs unitaire. Il représente, après mise à zéro des produits négatifs correspondant à la nuit, l’éclairement de la surface horizontale en l’absence d’atmosphère.

Le taux réel de transmission de lumière solaire selon la longueur du trajet atmosphérique, par rapport au taux théorique utilisé dans la définition de la puissance de crête d’un PPV, est modélisé par la formule :
Taux = exp {-ta [1/ABS(cos α)-racine(2)]}

  • Si α= 45°, alors cos α = racine(2) / 2 = 1 / racine(2), la valeur entre crochets est nulle, et le taux est de 100% de la norme.
  • Si α= 90°, alors cos α = 0,   1/cos(α) = ∞, le taux est nul : c’est le lever ou coucher du soleil
  • Dans les autres cas, le taux de transmission est une exponentielle décroissante en fonction de la longueur du trajet atmosphérique, en facteur de la constante ta (taux atmosphérique) ajustée à 20% en concordance avec la littérature scientifique.


L’éclairement d’un PPV incliné d’un angle pt vers le sud par rapport à l’horizontale est déterminé à partir du vecteur directeur OQ du PPV, qui résulte de OP par rotation de l’angle pt (pente)nvers le sud. Ses composantes sont :
xOQ =cos(lat-pt) . cos[PI() . (hr/12 +1)]
yOQ= sin(lat-pt) . sin[PI() . (hr/12 +1)]
zOQ =sin(lat-pt)
On vérifie à nouveau que xOQ2 +yOQ2 + zOQ2 = 1

L’éclairement d’un PPV de pente pt au point P à l’heure hr est donnée, en pourcentage de la puissance installée, par le produit scalaire OS.OQ, c’est-à-dire le cosinus de l’angle des deux vecteurs unitaire. Il représente, après mise à zéro des produits négatifs correspondant à l’éclairage au dos du PPV, l’éclairement de la surface du PPV en l’absence d’atmosphère...

Jusqu’à ce stade, la modélisation est très robuste en ce qu’elle n’utilise que des données astronomiques ou physiques parfaitement connues obéissant à des lois très précises. Les facteurs correctifs qui suivent sont plausibles et cohérents, mais ne présentent pas la même précision, peuvent varier selon la région, la période, la météo, ou le marché. Leur modélisation, même approximative, permet quand même de mettre en évidence des facteurs d’efficacité qui sont trop substantiels pour être contestables.

La nébulosité est prise en compte par un facteur de transmission moyen qui dépend de la saison : il y a évidemment plus de nuages et hiver qu’en été. Elle est habituellement chiffrée en octas, soit un huitième de l’angle solide total de la voute celeste, mais cette unité est peu pertinente, car elle ne corresponds pas à des taux de réduction de l’éclairage solaire.

La carte d’ensoleillent ci-dessous donne une idée de l’importance de la nébulosité :

  • Dans l’ensemble de la France non-méditerranéenne, les courbes iso-ensoleillement suivent les parallèles terrestres, avec une variation de 1 100 KWh/m² par 50° N, à 1 400 KWh/m² par 43° N, soit une augmentation de 27%, qui résulte à peu près pour moitiés (13%) de la latitude et de la moindre nébulosité. 
  • La comparaison à latitude constante de 44° entre l’ouest du pays de climat atlantique, et l’est, de climat méditerranéen, montre une augmentation de 1 400 à 1 600 KWh/m², soit 15%, qui est due exclusivement due à la moindre nébulosité qui n’est pourtant pas nulle. 
  • Entre le nord et PACA, le facteur nébulosité intervient pour environ 13% + 15%  = 30%, et ceci ne prend pas en compte la saison, puisque ces chiffres sont des moyennes annuelles dans lesquelles l’été, de moindre nébulosité, est prépondérant.

Nous avons pris pour hypothèse logique que le taux de transmission résultant de la nébulosité est :

  • Maximum, évalué à 75% d’un ciel clair au solstice d’été
  • Minimum, évalué à 45% d’un ciel clair au solstice d’hiver
  • Moyen aux équinoxes, évalué à 60% d’un ciel clair.
Comme il n’y a manifestement pas d’évolution rapide de la nébulosité au voisinage des solstices, nous avons adopté une interpolation sinusoïdale à raison d’une demi-période entre deux solstices opposés consécutifs. La formule d’interpolation est :
Taux =[(TxMin + TxMax) + (TxMax - TxMin)]. cos (π . h/144)/2

Cette modélisation plausible (à 45 °N de latitude) corrobore assez bien les données publiées par Wikipedia (moyenne France) selon le graphe ci-dessous. L’écart est principalement une avance de phase de l’ordre d’un demi mois de de la nébulosité par rapport à la symétrie annuelle, en large partie expliqué par le fait que les solstices sont en avance de 10 jours sur les fins de mois. Notre modèle, basé sur la symétrie des deux semestres entre solstices, ne peut le prendre en compte, mais ceci a peu d’importance dans la mesure où les écarts de mois symétriques, par exemple   avril et septembre, sont inclus dans les mêmes périodes d’analyse.

Production en valeur

  • La valorisation de l’énergie produite au prix de marché de gros est incontestable. Les fluctuations de ce dernier résultent des variations de l’offre et de la demande, qui dépendent elles-mêmes de facteurs variés :
  • L’offre dépend des sources utilisées qui peuvent être prioritaires et aléatoires (vertes), permanentes (nucléaire…), disponibles sur demande à bas prix (hydraulique de haute chute) ou à prix élevé (thermique fossile, importation)
  • La demande varie selon de nombreux paramètres : température extérieure, jour ou nuit, jour ouvrable ou non, activités liées à l’heure (cuisine, numérique…) et tarification (la pointe quotidienne de 23 heures résulte exclusivement du passage au tarif « heures creuses »).
  • Par nature, l’énergie PV sera consommée de jour, et ne contribuera jamais aux pointes annuelles extrêmes, toujours nocturnes, au cours desquelles le prix de gros peut atteindre son niveau extrême. Elle connaîtra en revanche les prix les plus bas, quand la production aléatoire prioritaire se rapproche de la demande, mais leur pondération est faible car cette occurrence est pratiquement limitée à certains dimanches matin d’été. Nous avons donc évalué une fourchette de prix pas trop ouverte, entre 30 et 70 €/MWh.
L’interpolation linéaire présenterait un biais de principe, car il est clair que les pointes de consommation sont plus brèves que les étiages. Nous avons opté pour un modèle exponentiel peu marqué, dans lequel le prix moyen est atteint au bout de 62% du temps, au lieu de 50% dans un modèle linéaire.

En faisant appel aux bases de données de RTE il serait possible d’améliorer et de confirmer ce modèle qui reste conservatif et plausible tel qu’il est.