6 - Energie primaire solaire dédiée à l’électricité

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Energie

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Véhicules

CO2

Dans l’onglet CO2 :

1 - Tableau des énergies primaires

2 - Tableau des vecteurs d’énergie

3 - Tableau des utilisations

4 - Tableau d’ensemble « énergie »

Les énergies :

5 - Energies des primaires mécaniques renouvelables dédiées à l’électricité

6 - Energie primaire solaire dédiée à l’électricité

7 - Energies primaires thermiques non renouvelables

8 - Energies thermiques renouvelables

9 - Energies secondaires « vecteurs d’énergie »

Les utilisations :

10 - L’énergie dans le bâtiment

11 - L’énergie dans les transports

12 - L’énergie dans l’agriculture et la pêche

13 - L’énergie dans l’industrie

14 - 3 mesures pour réduire le CO₂ au moindre coût

Sujets Connexes

 La taxe carbone

 Le contre-exemple allemand

Le défi climatique selon Jean Tirole

 Les Panneaux PhotoVoltaïques (PPV)

 (lignes 10 et 11 du tableau de synthèse)

L’énergie solaire est ici qualifiée de lumineuse car seuls la lumière visible et les ultraviolets sont capables d’apporter aux panneaux photovoltaïques (PPV) l’énergie des photons qu’ils transforment en électricité. Elle a été ici envisagée dans deux cas un peu différents :

• Les PPV installés sur des toitures préexistantes (ligne 10)   

 

• Les fermes solaires (ligne 11) où les PPV sont posés sur des structures, le plus souvent fixes, mais pouvant être orientables, construites à cet effet.

Rappelons qu’un PPV ne fournit sa puissance nominale que si son plan est perpendiculaire aux rayons du soleil au zénith, condition qui ne peut être satisfaite que dans les latitudes subtropicales. La perpendicularité est rarement obtenue, car l’orientation du soleil varie constamment sous nos latitudes (autour de 47° N ):

• En azimut, d’est en ouest sur un angle de 120° au solstice d’hiver à 240° au solstice d’été.
• En site maximum diurne, de 47°- 22°= 25° à 47°+ 22°= 69° selon les mêmes solstices.

Idéalement, les PPV devraient être mobiles en orientation selon deux axes :

• Selon un axe parallèle à l'axe de rotation terrestre pour suivre le soleil au cours de la journée,
• Selon un axe horizontal est-ouest, pour modifier son site à midi entre 25° et 69° du solstice d’hiver au solstice d’été, et inversement.

                                                       Smartflower - Image publicitaire

Pratiquement, la mobilité en azimut est rare, et en site presque jamais réalisée, si ce n’est sur la « Smartflower » ci-dessus qui ne cherche pas à alimenter le réseau.

Dans la pratique, les PPV sont :

• Soit installés sur des toits inclinés de 15° à 60° et vaguement orientés au midi.
• Soit presque horizontaux dans les fermes solaires qui privilégient (du fait du tarif constant garanti) la production abondante et inutile de l’été au détriment de celle, faible et utile, de l’hiver, rendant ainsi cette énergie contra-cyclique.

Par surcroît, la nébulosité peut réduire considérablement la production d’un PPV, ce qui est plus fréquent en hiver qu’en été, et accroît ainsi le caractère contra-cyclique.

Pour ces raisons, en dépit de la forte baisse de son coût du MWh, cette production restera loin d’être compétitive à l’instant où elle est produite sous nos latitudes. Cette compétitivité instantanée est la seule qui ait un sens, celle en prix moyen en étant totalement dépourvue, faute de possibilité de stockage à un prix acceptable.

Rappelons qu’il en va très différemment dans les pays tropicaux, où l’ensoleillement est intense et presque constant au cours de l’année, et où les pointes de consommation dues aux climatisations coïncident avec l’ensoleillement en milieu de journée, mais notre blog se limite à la France.

Tableau partiel PPV : 

Le mythe de l'autoconsommation électrique

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Sujets connexes

La taxe carbone

Tarification variable de l’énergie électrique domestique

Problématique du stockage de l’énergie

Energie verte et concurrence : l’abondement

Le défi climatique selon Jean Tirole

Résumé

Selon une idée communément répandue, entre autres récemment par TF1, l’écologie nécessiterait d’évoluer vers l’autoconsommation de l’énergie électrique par ses producteurs-consommateurs. Cette autoconsommation  est en réalité un mythe d’origine idéologique qui ne peut que se fracasser contre le mur de la réalité. En effet :

• Les arguments en sa faveur se basent sur des prix moyens après subventions, qui ne signifient rien, car seuls les prix instantanés réels ont un sens pour une énergie pratiquement non stockable : il faut produire au moment de la consommation !
• La décentralisation augmenterait dans un facteur 10 la puissance installée nécessaire, qui devrait alors satisfaire des pointes de consommation individuelles et non des moyennes géographiques, et mettrait par surcroît en jeu des installations ayant un rendement plus faible et un coût spécifique plus élevé : on perdrait l’effet d’échelle, considérable pour un rapport des puissances de l’ordre du million : 1 GW / 1 KW.
• Basée principalement sur du solaire PV, la décentralisation, ne permettrait pas d’assurer la continuité, la nuit pouvant difficilement être résolue par des batteries très coûteuses, de faible durée de vie et pas du tout écologiques, et l’hiver demeurant insoluble. Seule la pluralité des sources le permet, mais la plupart de celles-ci ne sont pas décentralisables (nucléaire, thermique, hydraulique…).
• Si l’on pallie les impossibilités ci-dessus par une connexion au réseau en l’absence de production individuelle, on reporte sur ce réseau la charge de la continuité, ce qui nécessite le maintien de sa puissance de crête en production et en transport : on n'a rien gagné! La valeur marginale de l’énergie décentralisée est donc presque nulle : ses subventions et avantages fiscaux sont injustifiés et doivent être supprimés, ce qui amènerait sa disparition rapide.

Message

Mercredi dernier 10 mai 2017, en fin de son journal de 20 heures, TF1 nous a présenté l’autoconsommation électrique par les abonnés producteurs comme une tendance lourde qui se justifierait par l’augmentation du prix du KWh acheté par l’abonné et la baisse du prix de revient des panneaux solaires qui deviendraient ainsi compétitifs par rapport au réseau ERDF.

De là à conclure que demain chaque ménage produira demain sa propre électricité, il n’y a qu’un pas qui est allègrement franchi par des écologistes qui y voient je ne sais quel progrès : selon eux, plus de nucléaire qui produit des déchets radioactifs, plus de produits pétroliers qui émettent du CO2, plus de barrages qui noient les vallées et modifient les écosystèmes, rien que des énergies « douces ». Sans discuter sur le concept très subjectif  de « douceur » d’une énergie, limitons à en examiner la possibilité.

Cette idée de décentralisation repose sur 2 erreurs majeures:

1- Les prix dont on parle sont tous déconnectés de la réalité :

• Le prix réel sur le marché de gros, d’un MWh est constamment variable entre des valeurs extrêmes de 0 à 1 000 €/MWh), avec une moyenne autour de 30 à 40 €/MWh, suivant l’offre et la demande :
• L’offre dépend des disponibilités hydrauliques, du vent, du soleil, et donc de la saison (plus basse en hiver et la nuit)
• La demande dépend de l’activité, de l’obscurité, du froid, de l’heure, et donc de la saison (plus élevée en hiver)
• Le prix de revient moyen du MWh fourni par une filière ne démontre en rien sa compétitivité : encore faut-il qu’il soit produit au bon moment, celui de sa consommation, car il n’existe guère de moyen de stockage économiquement viable. La seule bonne question est : « De quel pourcentage faut-il abonder une énergie verte facturée au prix de marché pour trouver des investisseurs ? ». Elle est actuellement sans réponse faute d’avoir été posée, mais ce pourcentage est sans nul doute entre 100% et 200%.
• Les énergies vertes bénéficient d’énormes distorsions de concurrence sans lesquelles elles n’existeraient pas :
• Priorité d’écoulement, même quand elles sont inutiles par manque de demande,
• Prix de rachat garanti par l’opérateur de réseau qui répercute le surcoût dans la CSPE facturée à l’abonné,
• Avantages fiscaux à l’achat de panneaux solaires par les ménages, en plus des précédentes.

• Les comparaisons portant sur des prix réglementés et des prix de revient de filières subventionnées n’ont donc aucun sens. La réduction des émissions de CO₂ résultant de la production électrique nécessite :
•  l’abandon des prix constants de la plupart des tarifs pour venir à la réalité des prix
• La taxation du carbone utilisé par les filières électrothermiques.

2 - La décentralisation de la production a de graves inconvénients intrinsèques :

• Chaque abonné producteur devrait avoir une puissance installée (capacité de production) égale à sa consommation maximum, typiquement 6 KW en l’absence de chauffage électrique, alors que la consommation moyenne d’un ménage abonné sur l’année est de 0,54 KW, soit un facteur 11 ! Ceci résulte de la non-coïncidence des consommations de crête, qui ramène heureusement la puissance installée des centrales électriques à la somme des moyennes de très nombreux abonnés, et non à la somme des crêtes de ces mêmes abonnés. La décentralisation généralisée aboutirait donc à un accroissement énorme de la puissance installée, avec le coût et la trace carbone associés.

• Le rendement des installations de production croît avec la puissance unitaire. Ainsi, le rendement d’un alternateur de 1 KW n’excède pas 80%, alors qu’il dépasse 99,9% pour un alternateur de 1 GW. C’est encore plus vrai pour un groupe électrogène domestique thermique (fioul ou gaz) dont le rendement est inférieur de moitié à celui d’une centrale électrothermique.

• Le prix spécifique d’une installation de production décroit avec sa puissance, par effet d’échelle. Un alternateur de 1 GW ne coûte pas un million de fois plus cher qu’en alternateur de 1 KW !

• La pluralité des sources
• permanentes (nucléaire),
• disponibles à la demande (fioul, gaz, biogaz, hydraulique de haute chute, STEPs), 
• fatales (éolien, solaire, hydraulique au fil de l’eau), 

          permet de pallier les intermittences plus ou moins prévisibles de ces dernières et d’assurer la                continuité de l’approvisionnement électrique.

• La continuité de l’énergie décentralisée, essentiellement solaire, nécessiterait son stockage semi-diurne par batteries fort peu écologiques, extrêmement coûteuses, et à renouveler fréquemment en raison de leur médiocre durée de vie (5 ans?), sans oublier leur rendement (≈ 80%) qui nécessite de produire 125% de l’énergie consommée après stockage. Elle est insoluble autour du solstice d’hiver, car un stockage semi-annuel n’est pas envisageable, car 365 fois plus cher qu'un stockage semi-diurne!

• Bien entendu, la solution mixte qui consiste à auto-consommer son énergie solaire décentralisée quand elle est disponible, et à se connecter au réseau quand elle est insuffisante ou nulle, n’a aucun intérêt global, puisqu’elle ne réduit pas les capacités nécessaires de production et de transport du réseau. Il ne faut donc cesser de la subventionner, même sous forme d’avantage fiscal, et supprimer le prix de rachat élevé garanti avec priorité d’écoulement. La vérité des prix, orientée par une taxe carbone neutre sera beaucoup plus efficace pour réduire les émissions de CO₂ selon des solutions que le marché, débarrassé de ses distorsions, choisira au meilleur rapport efficacité sur coût. 

Energies vertes et concurrence : l'abondement

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Sujets connexes

La taxe carbone

Emissions de CO2 sur investissement et exploitation par filière de production

Centrale solaire Neoen à Cestas : Quelle erreur!

Une éolienne offshore de 6 MW : l’Halidade

Electricité et CO2 : Le contre-exemple allemand

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

Dans son édition du 5 décembre 2016, le quotidien « Les Echos » nous informe par un article de Anne Veitz et Véronique Le Billon, de la publication par la Commission Européenne d’un « paquet énergie » qui vise à mettre un peu d’ordre dans les subventions aux énergies vertes, ce qui ne manque évidemment pas d’alarmer certains de leurs acteurs. Ces dispositions comportent trois nouveautés principales :

1 - Neutralité technologique

Un appel d’offres peut être lancé sans référence à une technologie particulière, la réponse pouvant être solaire, éolienne ou autre, au choix du soumissionnaire. Ceci permettra de faire la vérité sur la compétitivité relative des différentes filières, ce qui est un progrès.

L’argument des fabricants selon lesquels ces dispositions les priveraient des volumes permettant de baisser les coûts ne sont pas recevables : tous les secteurs de l’industrie sont confrontés à ce dilemme, et il n’y a aucune raison d’en exempter les filières de l’énergie verte selon des critères nécessairement arbitraires et donc peu pertinents.

2 - Fin de priorité d’injection

L’utilisation prioritaire des énergies vertes par les opérateurs de réseaux conduit ces derniers à de lourdes pertes ; il est arrivé, notamment en Allemagne, que l’énergie rachetée par eux au prix administré ait due être revendue à un prix négatif, tant leur production excédait la demande. En outre, la nécessité d’ajuster constamment la production à l’offre, problème majeur et permanent des réseaux de distribution, doit être fait de préférence par les moyens de production les plus souples : il est très facile de réduire ou d’arrêter une éolienne en agissant sur le pas de la turbine, ou de réduire la production d’un panneau PV en laissant monter la tension sur les éléments, ou en les déconnectant.

3 - Réduction des biocarburants de première génération

A la surprise générale, mais non sans pertinence, La Commission veut réduire la part des biocarburants de 7% en 2020 à 3,8%, guère plus de la moitié, en raison de leurs effets pervers sur la production alimentaire et sur la déforestation.

4 - L’abondement reste à inventer par la Commission !

Depuis la création de notre blog en 2012, nous dénonçons les avantages indus octroyés aux filières vertes pour leur apporter une compétitivité factice au détriment des abonnés aux réseaux électriques, et sans effet significatif, voire avec un effet négatif sur les émissions de CO2 dont la réduction demeure une priorité. Il est donc clair que nous approuvons sans réserve ces nouvelles dispositions. Elles ont d’ailleurs été largement anticipées par l’Allemagne en juin 2016.

Nous avons aussi longuement analysé et souligné les effets pervers de l’intermittence de la production qui oblige à créer des moyens de production thermiques de même capacité (l’hydraulique n’étant pratiquement pas extensible) sous astreinte (en « standby »), constamment capables de pallier la réduction ou l’arrêt imprévues de la puissance verte. Voir les messages sur Cestas et Halidade.

Mais la Commission n’a pas (encore ?) utilisé le dispositif que nous préconisons depuis 2014 pour améliorer la compétitivité des énergies vertes : l’abondement. Il consiste à laisser les producteurs d’énergies vertes revendre leur production à l’opérateur de réseau au prix de marché, en les aidant par un abondement calculé en pourcentage des paiements qu’ils reçoivent de l’opérateur de réseau. Ce pourcentage serait fixé par le moins-disant de l’appel d’offres technologiquement neutre. Le coût de l’abondement est répercuté dans la CSPE. Son taux rappelle constamment le progrès qui reste à parcourir pour atteindre la compétitivité réelle.

De portée beaucoup plus générale que les dispositions ci-dessus, l’abondement entraîne non seulement la fin de la priorité d’injection qui n’a plus de raison d’être, puisqu’elle était nécessaire en raison du prix fixe élevé, mais aussi l’optimisation des installations, notamment solaires à panneaux PV, pour optimiser la production en hiver (quand on en a besoin) plutôt qu’en été (quand on n’en a pas besoin). Il fait coïncider l’intérêt particulier (du producteur) à l’intérêt général (de l’abonné).

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

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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 !

Stockage photovoltaïque : indispensable et impossible?

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Sujets connexes :

Stockage d’énergie électrique dans des volants d’inertie

Problématique du stockage de l’énergie électrique

Centrale solaire Neoen à Cestas : Quelle erreur !

Une centrale solaire qui stocke l’énergie ?

Résumé

Stockage de l’énergie photovoltaïque de  réseau en France

Le stockage de  l’énergie n’est pas la seule solution à la mise en adéquation de la production photovoltaïque très intermittente, mais largement prévisible, avec la consommation nationale permanente et variable.

• Aux niveaux actuels, l’absorption de l’énergie solaire nationale par le réseau n’est en aucun cas un problème technique, car les énergies vertes à priorité d’écoulement sont loin d’atteindre la consommation minimum française (30 GW). Nul besoin de stockage coûteux : sa production et sa consommation sont simultanées.
• On peut envisager ensuite, sans coût supplémentaire, d’inciter les producteurs d’énergie électrique solaire à optimiser leurs installations pour l’hiver grâce à un abondement relevant leur compétitivité par rapport au prix du marché de gros qui est  plus élevé en hiver et pendant les pointes, en lieu et place des prix fixes garantis actuels.
• On peut aussi agir ensuite sur la consommation par un système de facturation à prix variable en fonction du prix de marché de gros, ce qui est techniquement rendu possible par le compteur Linky, mais suppose de changer la loi.
• Le stockage proprement dit, quel qu’en soit le procédé, et en dehors des STEPS limitées par la géographie, est toujours extrêmement coûteux, et d’un rendement variable, aggravé par une perte de stock dans le temps selon les cas (batteries, volants d’inertie). Dans un avenir lointain sans énergie fossile, un stockage diurne reste envisageable, mais un stockage sur l’année ne l’est en aucun cas. Ceci limite l’intérêt du stockage et de la production de l’énergie solaire qui est contra-cyclique, très faible en hiver quand la demande est élevée…

Rappelons toutefois que cette énergie reste pertinente dans :

• Les applications hors réseau, dont les prix et volumes énergétiques sont radicalement différents, notamment mobilité et véhicules pour lesquels le stockage par batteries ou hydrogène s’impose.
• Les pays du sud, où elle cesse d’être contra-cyclique :
• Les pointes de consommation sont en milieu de journée et en été (climatisations)
• Pas de chauffage en hiver
• L’alternance jour / varie peu entre l’été et l’hiver
• L’éventuelle absence de réseau national interconnecté justifie de petits réseaux locaux 

1. Situation du problème

La consommation d’énergie électrique en France est permanente, comprise entre 30 et 102 GW, avec de nombreuses variations aléatoires, diurnes, hebdomadaires et annuelles. Exemples de consommations, disponibles sur « Eco2mixRTE » :

• Le jeudi 15 février 2015, ouvré, en hiver et relativement froid
• Le samedi 15 août 2015, férié, en période de vacances et par beau temps

On constate bien dans le graphique ci-dessous, ces fortes variations, avec ici une amplitude (maxi/mini) annuelle de 90/31=3, pouvant atteindre 3,5, et une amplitude diurne généralement de 1,3 à 1,5.

La production d’énergie solaire est nulle la nuit, et astronomiquement prévisible le jour, à un facteur d’incertitude près qui est la nébulosité. La production photovoltaïque, selon la même source, et pour les mêmes dates, figure dans le graphique ci-dessus. Attention à la différence d’échelle des ordonnées entre les deux graphes : à la même échelle, la production solaire serait à peine visible, ce qui traduit une couverture de la consommation actuellement insignifiante, particulièrement en hiver:

• Le jeudi 15 février 2015 : 0,4% cas défavorable
• Le samedi 15 août 2015 : 2,5% cas favorable

Avant d’envisager de stocker l’énergie solaire, il faudrait donc aussi envisager de la produire en multipliant par plusieurs dizaines le parc installé. C’est possible, l’Allemagne l’a  fait, non sans inconvénients ! En France, l’écoulement prioritaire de l’énergie solaire ne pose aucun problème technique tant que sa puissance maximum reste très inférieure à la puissance minimum consommée qui est de l’ordre de 30 GW. Elle s’ajoute à l’hydraulique au fil de l’eau et à  l’éolien qui se substituent au nucléaire, généralement sans réduction des émissions de CO₂, car ce dernier est émis principalement pendant les pointes de consommation qui sont toujours en hiver et la nuit.

2. Facteurs d’adéquation de l’offre et de la demande

On se place ici dans l’hypothèse où la production d’énergie solaire atteindrait une part significative de la demande totale d’énergie. Avant de se lancer dans un problématique stockage, que l’Allemagne ne fait pas malgré son énorme production verte aléatoire, on peut envisager  deux actions préalables :

1    2.1. Adapter (autant que faire se peut) la production solaire à la demande

La production d’un panneau solaire dépend évidemment de son orientation : idéalement, il doit être perpendiculaire aux rayons du soleil, ce qui supposerait qu’il soit mobile selon deux axes :

• un axe parallèle à celui de la rotation terrestre pour suivre le soleil dans sa course diurne
• un axe horizontal E-W pour suivre l’apogée du soleil à midi, de hauteur variable entre l’été et l’hiver

Cette mobilité améliore grandement la production, mais reste rare en raison de deux inconvénients :

• Des coûts plus élevés d’investissement et de maintenance
• Une plus grande surface au sol pour réduire le masquage de chaque panneau par ses voisins

 Dans le cas le plus fréquent, les panneaux sont fixes.

• S’ils sont disposés sur un toit préexistant, ce dernier, plus ou moins exposé au sud,  impose son orientation et sa pente. Il subsiste un choix binaire : le faire, ou renoncer.
• S’ils sont posés sur des structures dédiées, ces dernières doivent avoir une ligne de plus grande pente orientée vers sud. Mais cette pente reste à choisir :
• Une pente égale à la latitude vient à l’esprit : été comme hiver, à midi, l’angle des rayons solaires restera toujours inférieure à 23°.
• En fait, le prix contractuel de rachat de l’énergie produite étant fixe (autour de 120 €/MWh pour les installations récentes), toutes les installations privilégient la production autour du solstice d’été (21 juin) qui offre la plus longue exposition au soleil et une faible nébulosité. Ceci aboutit à produire un maximum d’énergie quand on n’en n’a pas besoin ! Ceci se vérifie bien en 2015 (graphe ci-dessous), où la moyenne des deux mois autour du solstice d’été (31,6 GWh/jour) atteint 3,3 fois la production des deux mois autour du solstice d’hiver (9,5 GWh/jour).

Cette situation déplorable n’est pas entièrement fatale : elle résulte de panneaux solaires très peu inclinés pour favoriser délibérément la production prépondérante, celle de l’été. Voir photos de la centrale de Cestas.

Le graphe ci-dessous, établi pour la latitude de Lyon assez représentative de la France, montre la puissance moyenne correspondant à l’ensoleillement astronomique (hors nébulosité) au cours de l’année, selon l’inclinaison du panneau face au sud.

La nébulosité étant plus élevée en hiver qu’en été, les courbes de production réelles à 30° et 60° se trouveraient en hiver (extrémités) moins favorables qu’indiqué, mais quand même beaucoup plus favorables que la courbe 0°.

Pour inciter les producteurs à optimiser leurs installations, et particulièrement celles à créer, il faut sortir des prix fixes garantis assortis d’une priorité d’écoulement, qui sont un déni de la réalité, pour les remplacer, à titre transitoire, par un abondement en pourcentage fixe sur le chiffre d’affaires réalisé au prix du marché, sans priorité découlement, ce qui contraindrait les producteurs à s’intéresser au marché. Cet abondement serait pris en charge par la CSPE et limité au même montant. L’abondement nécessaire à l’apparition d’investisseurs serait un excellent indice de la compétitivité réelle de cette filière. L’abondement nul, indispensable à terme, n’est pas pour demain ! Voir notre message sur la centrale photovoltaïque de Cestas.

2.2. Faire varier le prix de l’énergie pour le consommateur

A l’exception de l’écart minime entre les tarifs « heures pleines » et « heures creuses », et de l’écart plus important, mais simpliste, du tarif « Tempo » peu répandu et limité aux puissances supérieures à 9 KW, le prix public de l’énergie électrique est généralement constant ou peu variable.

Dans le même temps, le prix de marché de gros international varie constamment, dans une fourchette extrêmement large qui va d’un prix légèrement négatif (écoulement des excédents allemands d’énergies vertes fatales et prioritaires, produites à contretemps) à plus de 1 000 €/MWh au cours du dernier record historique de consommation française de 102 GW le 8 février 2012. Dans un passé récent, les prix moyens se situaient autour de 40 €/MWh, ce qui correspond plus ou moins au coût complet du nucléaire ancien, mais depuis 2 ou 3 ans, il a tendance à descendre entre 30 et 40 €/MWh en raison des excédents verts allemands déjà cités, et aussi du développement dans ce pays, paradoxalement, d’une énergie noire (le lignite) très bon marché.

Il va de soi qu’un lien raisonnable (qui n’est pas une proportionnalité) entre le prix de gros et le prix public serait de nature à freiner la consommation quand celle-ci est élevée, donc chère et émettrice de CO₂, et à l’encourager dans le cas contraire. L’utilisateur a en effet la capacité de différer ou d’anticiper certaines consommations avec des conséquences sur son confort qui soient nulles (chauffe-eau, congélateur) ou supportables (chauffage, appareils ménagers).

Ce sujet a été développé dans un message précédent.

3    2.3. Stocker l’énergie solaire : un énorme problème

Il va de soi que le stockage de l’énergie électrique ne dépend pas de la manière dont elle a été produite, et qu’il serait souhaitable de mettre cette énergie en stock quand la production globale, d’où qu’elle vienne,  est excédentaire, et donc bon marché, puis de la restituer quand elle est insuffisante en dépit d’un prix de gros beaucoup plus élevé, tous les moyens de production, même les plus chers, étant alors mobilisés. Vouloir stocker spécifiquement l'énergie solaire destinée au réseau n'a aucun sens!

Le stockage pourrait trouver sa viabilité économique dans l’écart entre les prix d’entrée et de sortie du stock, sous réserve du coût du stockage, et de son rendement immédiat et selon la durée de stockage. La plupart des méthodes de stockage ont été analysées dans des messages antérieurs. En dehors des STEPS (centrales hydrauliques de haute chute réversibles) limitées aux régions montagneuses, tous les procédés sont très coûteux, avec des rendements très divers.

Examinons comme un cas d’école:

Le graphe ci-dessous donne, pour l’année  2015, les productions et consommations diurnes de cinq jours typiques de l‘année à chacun desquels une couleur a été attribuée. Pour sa clarté, les productions solaires ont été affectées d’un coefficient arbitrairement fixé à 40, ce qui équivaut à prendre en compte un parc photovoltaïque 40 fois plus grand.

Le calcul des aires sous les courbes ci-dessus montre que, au cours de chacune des journées complètes ci-dessous,	un coeff. sur le parc solaire actuel de	répond à une demande journalière de	après mise en stock de
dimanche 21 juin 2015, solstice d’été, férié	28	990 GWh	580 GWh
mardi 31 mai 2015, ensoleillé, ouvrable	41	930 GWh	500 GWh
samedi 15 août 2015, estival, férié	41	930 Gwh	500 GWh
jeudi 10 décembre 2015, ouvré, près solstice hiver	134	1 720 GWh	1 450 GWh
5 jeudi 5 février 2015, ouvré, très froid	221	2 040 GWh	1 850 GWh

En termes simples et arrondis, pour produire toute l’énergie électrique par voie solaire, il faudrait :

• En été, produire 1 000 GWh par jour, soit le parc 2015 multiplié par 50, et en stocker 600 GWh  avant le crépuscule
• En hiver, produire 2 000 GWh, soit le parc 2015 multiplié par 200, et en stocker 1 800 Gwh avant le crépuscule.

En effet, en hiver, tous les paramètres sont défavorables :

• La consommation est plus élevée
• La durée du stockage augmente
• Le montant à stocker augmente énormément pendant que la production baisse.
• Ce stock énorme et doit être constitué en un temps plus  court par une production réduite

En hiver, un stock de 2 000 GWh nécessiterait :

• 200 millions de batteries de 10 KWh à 5 000 € HT pièce, de durée de vie de 5 à 10 ans, soit 1 000 milliards d’euro?
• ou 400 millions de volants d’inertie en béton de 5 KWh, dont le seul rotor pèse 1 700 kg, de prix inconnu, mais de longue durée de vie, tel que la société Energiestro les envisage. 

Même en été par beau temps, un stock de 600 GW nécessiterait 60 millions de ces mêmes batteries, soit environ 2 par abonné (mais situées en amont de cet abonné, faute de quoi la situation serait largement pire car la variabilité diminue quand elle concerne un grand nombre de consommateurs) pour un coût de 10 000 € tous les 10 ans, soit 1 000 € par an pour la seule continuité en été, beaucoup plus que le coût de l’électricité consommée !

Evidemment absurde ! Ces ordres de grandeur montrent qu’à l’évidence, l’énergie solaire thermique ne permet pas d’assurer une production suffisante, particulièrement en hiver, et nécessite par surcroît des capacités de stockage monstrueuses.

4    2.4.  Suppléer aux intermittences du solaire par  d’autres sources

Stocker de l’énergie solaire le jour pour pouvoir la restituer la nuit n’a d’intérêt que si, finalement, le coût de l’énergie restituée est inférieur à celui qui pourrait être produit par d’autres sources utilisées.

Une batterie de 10 KWh, coûtant 5 000 €, peut absorber 12 KWh, et restituer  1  KW pendant 10 heures, soit un rendement de 80%, et ce, une fois par jour pendant 5 ans, soit environ 1 500 cycles complets. Son coût d’amortissement sera de l’ordre de  3 € par cycle, c’est-à-dire 300 €/MWh restitué.

Le coût du MWh restitué est donc :

120 €/MWh photovoltaïque entrant / 80% de rendement + 300 € d’amortissement = 550 €/MWh

Quelle sont les substitutions possibles ?

2.4.1. Fossiles 

La substitution est très aisée, mais non envisageable, car on se place ici dans la nécessité absolue d’éliminer les émissions de CO2, tant pour réduire l’effet de serre que par épuisement des combustibles fossiles, bien qu’ils soient parfaitement adaptés à cet usage. Pas de charbon, ni de fioul, ni de gaz.

2.4.2. L’éolien a à peu près les mêmes inconvénients que le solaire : intermittent, moins contra-cyclique, mais aussi moins prévisible. Sa problématique de stockage n’est pas vraiment différente du solaire, et rien ne permet de penser que ces deux énergies intermittentes puissent  se suppléer mutuellement : un grand froid nocturne d’hiver peut parfaitement de produire par temps calme et couvert…

2.4.3. Le nucléaire.

Il n’est pas classé « renouvelable », mais reste disponible pour longtemps, surtout si l’on y intègre des technologies accessibles à moyen terme : surgénérateurs très économes, et thorium pratiquement illimité.

Il est incontestablement décarboné en exploitation.

Rappelons que l’énergie nucléaire de nouvelle génération, à construire aux nouvelles normes post-Fukushima, nécessite un investissement de l’ordre de 9 G€ par EPR de 1,8 Gw, soit 5 000 €/Kw si on l’achète à Areva, nettement moins si on l’achète à la Corée du sud. Pour 5 000 €, le même prix que la batterie de 10 KW qui ne produit rien et de durée de vie limité, on assure donc une production quotidienne de 24 KWh, pendant un demi-siècle, sans émission de CO₂ en exploitation.

Pour réduire les émissions de CO2, le nucléaire est incontournable. La loi sur la transition énergétique, qui mène à une impasse, doit être abrogée ou amendée : voir message à ce sujet, points 5, 6 et 8. Le contre-exemple de l’Allemagne en apporte une preuve magistrale  par l’absurde. Les écologistes sincères finiront par le comprendre. Il faut cesser de développer à grand frais l’éolien et le photovoltaïque, et se concentrer sur le gaz, le nucléaire et l’efficacité énergétique (rendements, pompes à chaleur, isolation).