VE 5 Traces Carbone du VE

Le VE : Innovation pérenne ou rêve écologiste ?

« Dans un monde inondé d’informations sans pertinence, le pouvoir appartient à la clarté. »  Yuval Noah Harari

VE1 - L’énergie requise par un véhicule

VE2 - Pollution : Chiffres, normes et opinions

VE2.1 - Plomb

VE2.2 - Soufre

VE2.3 - Monoxyde de carbone

VE2.4 - Benzène

VE2.5 - Oxydes d’azote

VE2.6 - Ozone

VE2.7 - Particules fines

VE3 - CO2 : Pas polluant, mais critique

VE4 - Traces CO2 du VT

VE5 - Traces CO2 du VE  

VE6 - Comparaison CO2 VE / VT polyvalent

VE7 - Comparaison CO2 VE / VT urbain

VE8 - Comparaison VE / VT autonomie

VE9.1 – Distorsion € Bonus

VE9.2 – Distorsion € TICPE

VE9.3 – Distorsion € Norme UE émissions

VE9.4 – Distorsion € Totale

Les distorsions « soft » : Infox

VE10 -1 Fukushima par TF1

VE10 -2 Diesel par Gérald Darmanin

VE10 -3 Pollution et anticyclone

VE10- 4 Espérance de vie par l’ADEME

VE10 -5 Ecologie et Politique

VE11 – Conclusion sur le VE

VE5. - Traces carbone du VE 

• Ce chapitre porte sur la comparaison entre un VT et un VE avec le même profil de mission :
• 14 000 km par an x 12 ans
• Ville, suburbain, routes, autoroutes
• Remplacement des VT par des VE.

5.1. TC d’utilisation du VE

Elle est évidemment nulle : ni le chargeur, ni la batterie, ni le moteur électrique n’émettent de CO₂. Le VE en tire son image de « zéro émission » dont on oublie trop souvent l’adjectif essentiel « locale ».

5.2. TC « puits » à la roue du VE

• Comme le dit avec juste raison Jean-Marc Jancovici, éminent expert en trace carbone : « L’électricité ne sort pas du mur ! ». Elle est produite à partir des énergies primaires :
• Charbon
• Pétrole,
• Gaz
• Nucléaire
• Hydraulique
• Eolien
• PV,
• Divers…
• Sa trace carbone, très différente selon les filières, est donc aussi :
• Très différente entre pays, selon les filières installées
• Variable dans le temps, selon le mix de production utilisé.

TC de l’électricité selon les filières de production

5.2.1. TC du nucléaire et des renouvelables

• Le process est exempt de CO₂ direct, mais il ne faut pas oublier la TC d’amortissement, égale à la TC d’investissement divisée par la durée de vie effective, qui est elle-même égale à la durée de vie en années multipliée par le facteur de charge défini comme « énergie produite sur l’année / énergie produite à 100% de la puissance installée ».
• La TC du nucléaire est très basse, grâce à une durée de vie supérieure à 40 ans et un facteur de marche de 75%.
• La TC de l’hydraulique est très basse aussi, avec une durée de vie presque illimitée, et en dépit d’un facteur de charge variable, mais généralement choisi par l’opérateur
• Les nouveaux renouvelables ont une TC plus élevée en raison de  :
• Une durée de vie beaucoup plus faible, 10 à 15 ans
• Un facteur de charge très bas : 15% (PV) à 20% (éolien)
• Un investissement sur énergie produite plus élevé que le nucléaire.

                            Le graphe ci-dessous, 2011, pas à jour : TC du PV à diviser par 2 à 3 en raison de la baisse de ses prix.

5.2.2. TC des énergies fossiles :

La TC du process est prépondérante sur celle des investissements. Ces filières sont très différenciées entre elles, selon deux paramètres :magne²

• Le taux de carbone dans l’énergie primaire (C >> C_nH_2n+2 > CH₄)
• Le rendement du cycle de production les centrales à gaz à cycle combiné allient le T₁ (selon Carnot) très élevé des combustions internes et le T₂ bas des cycles à vapeur.

5.2.3. TC selon le lieu : France - Allemagne

La TC de la recharge d’un VE varie donc selon les filières de production utilisées, très différentes selon les pays. Des exemples très contrastés sont la France et Allemagne. En résumé la TC de 1 MWh produit est :

• En France : 74 Kg
• En Allemagne : 700 Kg, soit presque 10 fois plus
• Sans parler du coût pour l’abonné, presque double en Allemagne.

Ceci résulte principalement de la politique énergétique allemande qui est un déni de réalité : Un investissement monstrueux (350 G€) en éolien intermittent et peu prévisibles, et en photovoltaïque (PV) mal adapté aux latitudes septentrionales sous lesquelles sa production hivernale est insignifiante, et évidemment nulle la nuit en toutes saisons, n’a pu compenser la sortie du nucléaire décidée pour des raisons idéologiques, et a amené un énorme développement du charbon et du lignite de Saxe extrêmement émetteur de CO₂ et de pollutions variées. Pour plus de détail voir message dans ce blog : Le contre-exemple allemand.

5.2.4. TC selon le lieu : Ensemble du monde

(Source : Dossier CO₂ « Les Echos » 3/12/2018)

• TC : Avec 660 kg de CO₂/Mwh final, le mix mondial 2017 est à peine meilleur que le mix allemand (700 Kg), et n’a pas changé depuis 1990
• Mais la production électrique a beaucoup augmenté avec évolution du mix :
• Les nouveaux renouvelables en cours de décollage, de 1,5% à 8,5%, mais leur pondération reste faible.
• L’hydraulique en régression relative de 17,5% à 16%
• Le nucléaire est resté constant en volume, donc relativement décroissant de 16% à 10,3%.
• Malheureusement, le gaz s’est substitué uniquement au pétrole, la somme gaz + pétrole restant constante à 26,5%
• Et le charbon reste, hélas, en tête et constant en pourcentage, c’est à dire en forte progression en volume…
• Au global, les réductions d’émissions dues aux nouveaux renouvelables et au gaz ont été annulées par le recours croissant aux énergies fossiles.

On est donc, dans l’ensemble, très loin d’un véhicule électrique « zéro émission ». L’adjectif « locale » restera durable, si l’on ose dire !

5.2.5.  TC selon le moment : France

Dans un territoire donné, la trace carbone n’est pas constante : la demande en énergie varie dans le temps dans un facteur de l’ordre de 3, et les moyens mobilisés successivement pour satisfaire la demande dépendent de nombreux critères :

• Les nouveaux renouvelables intermittents sont mobilisés les premiers malgré leur prix contractuel élevé parce qu’ils bénéficient d’une priorité d’écoulement. En France, ils n’excèdent jamais la demande, et peuvent être très faibles, notamment par régime anticyclonique (peu de vent) d’hiver (PV insignifiant le jour, et nul pendant les longues nuits). L’hydraulique au fil de l’eau, minoritaire, s’y ajoute.
• Le nucléaire, exempte de CO₂, très compétitif et de coût marginal (celui du combustible) presque nul.
• L’hydraulique éclusée ou de haute chute
• Les énergies fossiles, en commençant par le gaz, puis le fioul, puis le charbon.

 Il s’en suit que la TC ne sera pas constante. Elle pourra être :

• Nulle (cas fréquent hors Bretagne et PACA), notamment en l’absence de grands froids, ainsi que les jours fériés.
• Marginalement très élevée si les moyens exempts de CO₂ sont déjà saturés : grands froids, températures fraîches de nuit par temps calme.

5.2.6. Réduction de la TC par stockage de l’énergie électrique

Les variations de la demande ne correspondant en rien à l’intermittence de certaines productions, une solution pourrait être apportée par le stockage. Mais les moyens de stockage économiquement utilisables sont limités :

• Les STEPs hydrauliques stockent l’énergie par électrique par « pompage » dans les limites de leurs capacités, peu extensibles.
• Aucun autre moyen de stockage n’est actuellement viable : tous les procédés de stockage physiquement possibles ont des coûts de stockage trop élevés, et souvent rendement insuffisant (hydrogène).
• A long terme, à la fois par l’évolution technique et l’acceptation de prix beaucoup plus élevés, on pourra :
• peut-être stocker du jour vers nuit (batteries, hydrogène..?),
• mais jamais de l’été vers hiver, 365 fois plus long ! 
• Le stockage ne peut être envisagé que s’il est moins cher (en investissements et/ou en exploitation) qu’une production permanente décarbonée. Or le nucléaire répond parfaitement à cet impératif…

5.2.7. Réduction de la TC de recharge des VE

• Recharger pendant les heures creuses, c’est-à-dire la nuit
• Majoritairement nocturne à domicile,
• En charge lente
• Sous impératifs d’horaires, comme chauffe-eaux. 
• Si la substitution des VE aux VT est forte ; les heures « creuses » cesseront de l’être et de nouveaux moyens seront requis.
• La substitution totale, étudiée dans un message dédié, nécessite d’augmenter de 1/3, soit 200 TW, la capacité nationale de production. Or :
• Les énergies fossiles restent à proscrire, faute de quoi le VE n’apporte aucune réduction des émissions de CO₂.
• L’hydraulique est peu extensible.
• Le PV ne produit rien la nuit, très peu d’octobre à février,
• L’éolien est intermittent, absent par régime anticyclonique,
• La seule solution est l’abrogation de la loi sur la transition énergétique et la construction de 15 EPR et 1,9 GW. La logique voudrait que l’on commence par Plogoff, idéalement placé en Bretagne qui en est dépourvue, sur une côte rocheuse baignée de forts courants marins qui éviteront le recours à des réfrigérants atmosphériques.

A défaut, comme chez nos amis Germains, le VE émettra plus de CO₂ que le VT. Ceci est quantifié ci-dessous.

5.3. Trace carbone de fabrication du VE

Il existe peu d’informations fiables à ce sujet. Quelques pistes de réflexion :

• Hors batterie, en séries comparables, le VE ne devrait être  ni plus lourd, ni plus cher qu’un VT, et donc  de TC équivalente

• Mais la batterie, sans doute prépondérante, ne saurait être négligée. La photo ci-dessus montre une batterie-plateforme d’Audi E-tron, 90 KWh et 900 kg.
• Elle comporte énormément d’électronique, chaque élément ayant sa propre carte de contrôle.
• Sa surface est celle de tout l’habitacle
• Pour des raisons de sécurité en cas de choc latéral accidentel, elle est ceinturée par un profilé lourd en aluminium extrudé, section environ 15 x 10 cm, masse évaluée à 140 kg.
• Sa TC reste inconnue, mais est évidemment élevée !
• La littérature anti VE pose l’hypothèse qu’un VE a une trace carbone double d’un VT, soit 14,4 t en comparaison du VT moyen à 7,2 t, mais cette allégation n’est nullement démontrée.

5.3.1. Comparaisons en entrée de gamme

• Le véhicule électrique de l’Alliance décliné en 2 modèles très proches, les Renault Zoé et Nissan Leaf est, selon elle, le véhicule électrique le plus vendu dans le monde. 
• Comparons la Twingo à essence avec la Zoé électrique munie d’une batterie de 22 KWh.
• Rapport des masses :                         1,66
• Rapport des prix avant bonus:          2,13
• La moyenne des deux rapports :       1,88
• Faute de mieux, à partir de ce raisonnement très discutable, appliquant ce même ratio de 1,88 au VT typique (nettement plus grand et lourd qu’une Twingo), on aboutit à :
• TC VE = TC VT x 1,88 = 7,2 x 1,88 = 13,5 tonnes
• Cette hypothèse est raisonnable, mais ce n’est qu’une hypothèse !

5.4. TC totale d’un VE

La TC totale du VE, contrairement à celle du VT ne peut se ramener à deux chiffres (fabrication plus utilisation puits à roue), car le second de ces chiffres doit être examiné selon la filière de production électrique. C’est l’objet du message suivant.

Electricité verte et CO2 : L’Allemagne vire de bord !

Table des matières du blog www.8-e.fr

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Sujets connexes :

Electricité et CO2 : le contre-exemple allemand

L'électricité verte a-t-elle un sens en France?
Electricité solaire compétitive en France ?

Une centrale solaire qui stocke l'énergie?

Halidade : une éolienne offsore de 6 MW

Problématique du stockage de l'énergie électrique

Résumé :

•  Après avoir consacré 350 G€ (« G » = giga = milliard) aux énergies dites vertes depuis le début du siècle, chiffre extraordinairement élevé, l’Allemagne décide de diviser par 4 le montant annuel de ses investissements dans ce domaine, en réduisant fortement ses subventions antérieures.
• Ce violent virage, qui provoquera des dégâts chez les fabricants concernés, était devenu inévitable en raison de la hausse du prix de l’énergie électrique pour les consommateurs allemands, et de l’augmentation massive des émissions de C0₂ par MWh produit.
• Espérons que l’opinion publique allemande en comprendra le bien-fondé, s’affranchira des mantras écolo-pacifistes, ira jusqu’à l’arrêt de ses investissements inutiles en énergies éoliennes et photovoltaïque, et acceptera des mesures moins spectaculaires et moins coûteuses, mais beaucoup plus efficaces :
• maintenir le parc nucléaire restant,
• convertir au gaz ses centrales au charbon,
• investir dans des centrales à gaz à cycle combiné,
• promouvoir le chauffage électrique par pompes à chaleur.

Message

Complément au message récent : Electricité et CO2 : le contre-exemple allemand

Plusieurs articles parus dans la presse généraliste ou financière, notamment :

« Les Echos » du 8 juin 2016, par Jean-Philippe Lacour

« La Croix » du 13 juin 2013, par Delphine Nerboiller «  L’Allemagne inverse ses priorités énergétique »

 nous apportent les informations suivantes :

L’Allemagne a atteint un objectif de 33% de renouvelable dans sa production électrique, mais ceci a coûté cher au pays (21 G€ en en 2013 et 28 G€ en 2015).

Elle avait fixé pour objectif 45% de renouvelables en 2025.  

Elle vient de décider de réduire le rythme du développement des renouvelables :

• En éolien, ramené à environ 1 000 nouvelles éoliennes par an, soit 2,8 GW nominaux, à rapporter  à un parc existant de 17 000 éoliennes. 
• En solaire : Le prix garanti du MWh uniformément garanti disparaît pour les nouvelles installations. Ces dernières ne pourront que résulter d’appel d’offres les attribuant aux moins-disants en termes de prix garanti, avec un plafond en puissance installée de 0,6 GW chaque année (ce qui correspond, dans un pays septentrional comme l’Allemagne, à une production moyenne annuelle de moins de 0,1 GW dont la majeure partie pendant les mois d’été)

Ces informations sont extrêmement intéressantes :

•  Le virage allemand sur l’éolien et le solaire est brutal : leur croissance sera divisée par 4, les appels d’offre se généralisent, les prix baisseront : le secteur industriel concerné va souffrir, notamment en solaire. Mais le gouvernement ne pouvait supprimer complètement les subventions, c’eût été politiquement trop risqué.

• On a l’impression que le gouvernement allemand a pris la mesure du non-sens de la politique énergétique antérieure qui aboutit, par rapport à la France, à un MWh dont le prix est proche du double et 10 fois plus émetteur de CO₂, ou plutôt, a enfin osé en tirer publiquement les conséquences. 

• Mais il continue à subventionner le charbon et le lignite. Pourquoi ? Sans doute parce que, le parc nucléaire ayant été fortement réduit, le lignite est devenu indispensable pour assurer la production en toutes circonstances et éviter le « black-out », car il y a très peu d’hydraulique en Allemagne.

• Nous prenons le pari que le virage suivant sera le maintien des centrales nucléaire qui n’ont pas encore été arrêtées : mais cette annonce est politiquement délicate dans un pays dont la coalition gouvernementale inclut les « Grunen » viscéralement opposés au nucléaire et une opinion publique sensible à ce sujet. Peut-être après la réélection de Mme Merkel qui était favorable à l'augmentation de la durée de vie des centrales avant son alliance avec les "Grunen"?

• Mais les émissions extrêmement élevées du charbon et du lignite en CO₂, et aussi en de nombreux polluants, finiront par être ressenties comme inacceptables, et feront, un jour, basculer l’opinion publique allemande.

• Il ne serait pas surprenant, et il serait aussi très pertinent, que l’Allemagne convertisse au gaz ses centrales au charbon existantes, et investisse dans des centrales à gaz à cycle combiné, très performante (58% de rendement) qui pourraient amener une baisse rapide des émissions de CO₂ pour un coût modique.

Les articles cités comportent cependant des imprécisions l’on ne saurait reprocher à des journalistes qui ne peuvent pas être experts en tout. Poussés par des dossiers de presse biaisés, ils n’évitent pas les erreurs usuelles en la matière :

• « Dans l’éolien en mer […] arriver à  15 GW installés d’ici à 2030, soit l’équivalent d’une douzaine de centrales nucléaires. » Hélas, cette comparaison n’est valide qu’en puissances nominales (en fait, la puissance maximum). Elle oublie simplement que l’éolien maritime ne produit en moyenne que 25% de sa puissance nominale, du fait de son intermittence subie, alors que le nucléaire produit en moyenne 80% de sa puissance nominale, du fait de son adaptation voulue à la demande du réseau. En production annuelle, l’équivalence est donc de seulement 3 centrales nucléaires, et non pas 12. En utilité, c’est encore bien pire, car il faudrait défalquer de la production éolienne toute la partie qui ne sert à rien, car produite à contretemps,  et finalement  exportée à vil prix faute d’emploi en Allemagne, évaluée à la moitié, ce qui ramène l’équivalence à 1,5 centrales! 

• « Cette part [des renouvelables] s’élève actuellement à 33%. ». Le lecteur comprend que l’électricité consommée en Allemagne est verte pour un tiers. Or il n’en n’est rien, car ce chiffre est relatif à la production, et non à la consommation. Or la priorité d’écoulement des énergies vertes contraint les opérateurs de réseau à absorber toute la production pour l'exporter à vil prix, parfois négatif, la perte de l’opérateur étant compensée par la « CSPE » allemande payés par l’utilisateur. La corrélation inverse, publiée, entre la puissance verte produite  et le prix de marché de gros est excellente et probante d'une causalité: quand la production verte croît, le prix de marché décroît, faute de demande Finalement, si l’Allemagne produit 33% d’énergies vertes, elle n’en consomme effectivement qu’environ la moitié et se débarrasse du reste faute de pouvoir l’utiliser !

De manière générales comparer des chiffres tels que volume annuel cumulé, volume moyen, ou prix moyen, n’a de sens que pour les filières qui produisent en continu : nucléaire, hydraulique au fil de l’eau ou marémotrice. Pour toutes les autres, seules comptent les comparaisons au moment de la production, et notamment pendant les pointes : le solaire est alors absent, et l’éolien très inégalement présent avec risque d’absence. Seule la biomasse peut se tirer d’affaire, dans la mesure où elle est au moins un peu stockable, et peut donc être utilisée au bon moment. A de rares exceptions près, l’énergie électrique ne peut pas être stockée !

L’électricité verte a-t-elle un sens en France ?

Table des matières du blog

« Le cri d’alarme des énergéticiens européens »

Sous ce titre, le quotidien « Les Echos » rapporte dans son numéro du 12 septembre 2013 l’inquiétude des producteurs d’énergie électrique européens face à la politique européenne de subvention des énergies renouvelables au détriment du nucléaire. Selon eux, elle aboutit à :

• une explosion des prix pour le consommateur qui prend les subventions en charge,
• une fragilisation des réseaux pouvant conduire à des black out,
• une augmentation des émissions de CO2 contraire aux engagements de Kyoto
• la mise à l’arrêt de centrales au gaz performantes et relativement peu émettrices, concurrencées par des énergies subventionnées prioritaires et par le charbon importé à bas coût des USA où il est lui-même concurrencé par le gaz de schiste.

 Situation de la France

Examinons la situation de la France à ces égards : le tableau ci-dessous positionne les différentes filières de production dans un graphique :

• En abscisses, par disponibilité décroissante
• En ordonnées, par ordre de grandeur du coût croissant en €/MWh (échelle lograrithmique)

Les filières situées en bas et à gauche sont donc économiquement les meilleures. Toutefois, trois d’entre elles, sur fond gris à noir, sont émettrices de CO₂.

Le second tableau, ci-dessous, donne l’occurrence des puissance requises par le réseau de distribution sur une année, ici l’année 2010, mais cette structure varie peu.

Rappelons qu’à l’échelle d’un réseau, le seul moyen de stockage de l’énergie électrique est dans les STEP (Stations de Transfert d’Energie par Pompage) qui sont des centrales hydrauliques de haute chute réversibles. En raison de la rareté des sites appropriés, leur capacité reste très limitée et leur apport se limite aux régions montagneuses. Les opérateurs (principalement EDF)  doivent donc produire à chaque instant exactement la puissance consommée par le réseau, laquelle varie rapidement et largement, entre 40 et 100 GW, aux échanges internationaux près.

Pour ce faire, l’opérateur utilise d’abord les énergies renouvelables fatales (éolien et photovoltaïque), dites « vertes », qu’il doit prioritairement racheter, qu’il en ait besoin ou non, à un tarif préférentiel totalement déconnecté du marché de gros de l’énergie. Le sucoût est répercuté par l’opérateur au consommateur par la CSPE en bas de facture.

Il utilise ensuite, selon leurs disponibilités, les énergies par ordre de prix croissant pour parvenir à équilibrer la  consommation du réseau. Après une petite part constituée par l’hydraulique fatale (centrales au fil de l’eau), il fait appel aux centrales nucléaires. Il peut ainsi, au niveau national, couvrir jusqu’à 60 GW, ce qui est suffisant environ 50% du temps, et contribuera à couvrir les demandes supérieures à 60 GW, notamment par temps froid, pendant les 50% restants.

Le complément de production sera assuré par les énergies de pointe : centrales hydrauliques de haute chute et centrales thermiques à charbon ou à gaz.

Cette description nationale pourra être nuancée par régions en fonction des ressources régionales de production, et des coûts et pertes de transports. Ainsi, la Bretagne et PACA, dépourvues de centrales nucléaires, feront appel plus tôt aux centrales thermiques.

Ce graphique, établi sur des moyennes, ne doit pas faire oublier que, pour chaque niveau de consommmation nationale, la contribution des énergies fatales (éolienne, solaire, marémotrice, hydraulique au fil de l’eau) n’interviendra qu’à hauteur de leur production effective, sans relation avec le besoin du réseau.

Il s’en suit que l’infrastructure de production hors énergies fatales doit être dimensionnée en fonction des crêtes de consommation au cours desquelles ces énergies peuvent être absentes : Le développement des énergies dites  « vertes », toutes fatales ne permet en aucun cas de réduire le parc énergétiques des autres filières, et notamment le parc nucléaire. Une énergie intermittente ne peut évidemment pas remplacer une énergie permanente !

Il s’en suit aussi que les énergies fatales, contractuellement absorbées en priorité par l’opérateur de réseau, ont principalement pour effet de réduire la production nucléaire. Or, si le coût complet de cette dernière est de l’ordre de 40 €/MWh, essentiellement composé de frais  fixes, son coût marginal est très bas, de l’ordre de  2 €/MWh ! Ceci resitue le véritable prix de marché des énergie fatales, 50 à 100 fois inférieur à leur prix de rachat administré ! Parler d’une proche compétitivité des énergies vertes n’est pas sérieux et oublie simplement que tous les MWh ne se valent pas, mais peuvent varier entre 0 €/MWh (ci-dessous) et plus de 1 000 €/MWh (crête française de février 2012).

Suivre l’Allemagne dans la voie du développement éolien et photovoltaïque accompagné d’une réduction du nucléaire amènera en France, et aggravera pour l’Allemagne, les problèmes actuellement rencontrés par ce pays frontalier et interconnecté :

• Compensation quotidienne de la non-production des énergies vertes (nuit et air calme) par de l’importation, principalement en provenance de France.
• Compensation de la baisse de production nucléaire par le développement des centrales au charbon avec accroissement massif des émissions de CO2.
• Fragilité du réseau par la volatilité de la production d’énergies vertes.
• En début d’été 2013, par un dimanche matin venteux et ensoleillé, le rachat obligatoire d'une énergie électrique verte fatale qui excédait les besoins du réseau, a contraint l’opérateur allemand à revendre l’excédent de cette énergie à un prix négatif (payer pour pouvoir l’écouler!) sur le marché international ! Même si cette configuration est rare, elle est symptomatique de l’inadaptation des énergies vertes à la satisfaction des besoins réels.

Les énergies vertes ne servent à rien

Le tableau en tête de ce message montre de façon criante que :

• Le nucléaire, dont le coût intègre les lourdes normes « post-Fukushima », reste parfaitement compétitif. Mais son énorme coût d’investissement ne permet pas son utilisation en centrales de pointes dont le taux d’utilisation est faible, et la lenteur de ses réactions ne lui permet pas de  suivre les variations rapides du besoin.
• Les centrales thermiques (en France : gaz ou charbon) justifient leur coût plus élevé par leur capacité de réaction quasi-immédiate, notamment pour le gaz, et sont indispensables pour faire face aux variations  rapides de la demande, ou de la production fatale.
• On est bien contraint de conclure que les énergies vertes, situées  en haut (chères) et à droite (fatales) du le tableau, n’ont actuellement aucun intérêt, sinon de satisfaire les convictions d’une partie de l’opinion publique qui, faute d’informations pertinentes, n’a pas compris cette problématique, il est vrai, assez complexe.

Dans ce contexte, fixer un objectif à long terme de réduction de 80% à 50% de la part de nucléaire dans la production électrique française est une absurdité : même  si l’on admettait que l’énergie nucléaire en France présente un risque, celui-ci serait lié à la présence de centrales nucléaires en activité, et non à leur production. Au minimum, il faudrait donc exprimer cet objectif, non pas en énergie produite, mais en capacité installée. Ainsi redéfini, le ratio est actuellement de 55%. Cette « grosse moitié » n’est pas déraisonnable : contrairement a ce qui a parfois été affirmé, la France n’est pas dans le « tout nucléaire ».

Les énergéticiens européens ont (presque) raison

Le cri d’alarme des énergéticiens européens (parmi lesquels EDF, moins concerné, était absent) est justifié. Il convient quand même de nuancer la dernière affirmation sur les centrales à gaz, qui sont concurrencées beaucoup plus par le charbon importé que par les énergies vertes. Ceci est très regrettable, car une centrale au charbon émet 3 à 4 fois plus de CO2 qu’une moderne centrale à gaz à cycle combiné, mais ceci est un problème mondial qui n’est pas lié à la politique européenne contestée par eux. Une taxe carbone pénalisant les centrales au charbon aurait pu être une solution si une telle taxe n'entraînait pas autant d'effets pervers, notamment en termes de compétitivité.

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