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Le dossier « Trajectoires 2020-2060 » de l‘ADEME: Que faut-il en penser ?
L’ADEME a publié le 10 décembre 2018 une analyse de l’évolution possible du mix électrique français d’ici 2060, appelée « trajectoires 2020-2060 » https://www.ademe.fr/trajectoires-devolution-mix-electrique-a-horizon-2020-2060 qui a donné lieu à de nombreux articles élogieux à son égard.
Que faut-il en penser ?
Préambule :
Les priorités pour une transition écologique réussie figurent dans le référentiel suivant :
· Loi de Transition énergétique du 18 août 2015 https://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000031044385&categorieLien=id
· Décret du 27 octobre 2016 relatif à la programmation pluriannuelle de l’énergie 2016-2023 https://www.legifrance.gouv.fr/eli/decret/2016/10/27/DEVR1619015D/jo/texte
· Conclusions du débat public (printemps 2018) sur la programmation pluriannuelle de l’énergie 2018-2028, rendues par la CNDP (commission nationale du débat public) le 12 septembre 2018
https://www.debatpublic.fr/sites/cndp.portail/files/documents/ppe_-_communique_de_presse_vf.pdf
· Décision du maître d’ouvrage suite au débat public sur la PPE 2018-2028, du 27 novembre 2018
Les priorités qui en découlent, sous la réserve d’un nouveau débat public à mener au début 2019, sont de réduire les gaz à effets de serre conjointement à une stratégie nationale bas carbone inférant un socle nucléaire incluant une décroissance du parc nucléaire actuel et la création d’un parc EPR en série, sous des conditions précises.
Différents rapports officiels ont été publiés en 2018 :
- Agence Internationale de l’Energie
- Commission européenne, stratégie long terme, 28 novembre 2018
https://ec.europa.eu/clima/policies/strategies/2050
- GIEC, rapport 8 octobre 2018
https://report.ipcc.ch/sr15/pdf/sr15_spm_final.pdf
Les travaux de référence ainsi publiés s’accordent sur la nécessaire complémentarité du nucléaire et des renouvelables pour participer à la décarbonation du mix électrique.
En s’appuyant sur ces textes officiels & travaux de référence, les priorités à mettre en œuvre afin de lutter avec efficience contre les émissions de gaz à effets de serre sont les suivantes :
(1) réduire la consommation d’énergies, incluant dans cette réduction en priorité les énergies fossiles, notamment par la rénovation énergétique des bâtiments et par des solutions nouvelles mais réalistes en matière de mobilité.
(2) encourager le thermique à base de chaleur.
(3) encourager la production d’énergies décarbonées, incluant les énergies renouvelables.
(4) proposer une énergie à prix acceptable, et favorisant la croissance économique (entreprises).
(5) favoriser l’indépendance énergétique du pays.
· Des interrogations sur la méthode de l’ADEME :
Il n’entre probablement pas, au regard des missions conférées à l’ADEME (Art. R 131-2 du code de l’environnement), de procéder sans commande de son ministère de tutelle à la publication d’analyses de nature à infléchir les orientations prises par le gouvernement et portées au débat public par l’autorité de ce dernier.
L’élaboration de cette analyse aurait avec utilité dû être adossée à un conseil scientifique ou, à défaut, à une consultation officielle d’experts issus de l’industrie du secteur électrique, d’académies et d’une manière plus générale issus de la communauté scientifique.
Les sources des trajectoires publiées proviennent pour l’essentiel de travaux antérieurs de l’ADEME, avec quelques exceptions parmi lesquelles :
. Consommation d’énergies : données RTE https://www.rte-france.com/sites/default/files/rei_abrege_2017.pdf
. Thermique : données issues du dossier New policies (World Energy Outlook 2017, données retraitées)
. Productions EnR en Europe : données European Climate Foundation
Il est enfin à déplorer que l’accès à des données complètes et détaillées sur la réalisation de ces trajectoires soit repoussé après publication - au 1er trimestre 2019 - à l’encontre des bonnes pratiques.
· Les hypothèses retenues et leurs limites :
Consommation-production-ajustement :
Les « trajectoires 2020-2060 » consistent en une analyse économétrique du mix électrique :
Consommation électrique et vecteurs énergétiques :
- Les niveaux de consommation retenus s’avèrent insuffisamment réalistes au regard des transferts attendus des énergies fossiles vers l’électricité : logement (usage croissant de pompes à chaleur), mobilité, demandes croissantes liées à la robotisation industrielle et aux nouveaux e-usages de l’électricité.
Or, prévoir des niveaux de consommation d’électricité supérieurs tout en renforçant sur les autres vecteurs la recherche d’une sobriété énergétique (ex : rénovation énergétique des bâtiments) concourrait à une forte baisse des émissions de CO2.
Cependant, les sept trajectoires proposées font apparaître :
- une couverture électrique croissante de la demande totale en énergie, passant de 25% en 2018 à 40% en 2050 en hypothèse basse, environ 50% en hypothèse haute.
- un verdissement significatif des autres vecteurs, par déploiement de grandes capacités de Power-to-X avec une variante complémentaire en méthane de synthèse : de l’ordre de 10%, menant ainsi à une électrification totale comprise entre 50% de la demande totale en énergie (hypothèse basse) et 60% (hypothèse haute).
Il n’est cependant pas certain que les réseaux de chaleur contribuent à eux seuls à couvrir le solde des besoins en énergie.
Par ailleurs, les techniques de verdissement procédant par ricochets successifs (ex : électricité à H2 à électricité) ont des rendements notoirement faibles au final. Et les possibilités de stockage se trouvent limitées par leurs coûts.
- Le modèle prévoit explicitement qu’une politique d’effacement volontaire participera à la « flexibilité des usages », au titre de coupures pouvant aller jusqu’à 59 minutes.
Cette option n’est pas cohérente avec les conclusions du débat public sur la PPE qui évoquent la nécessaire protection du consommateur en termes de prix et de qualité de service, faisant référence à un risque non accepté de coupures pour les personnes vulnérables (personnes âgées ou malades, femmes enceintes, enfants …).
Nota : il n’apparaît pas ou plus que l’ADEME, contrairement à ses études antérieures, ait une confiance absolue en les smart-grids et autres techniques à l’efficacité non prouvée pour résoudre, à long terme, cette difficulté.
- Production électrique :
- Le modèle privilégie l’abandon à terme du parc nucléaire, sans poursuite du parc actuel par un parc EPR, à l’exception de l’une des sept trajectoires dite EPR en série.
L’ADEME émet cependant pour celle-ci de telles hypothèses de coûts de production que l’intérêt de cette trajectoire est détruit par les résultats défavorables qui semblent en découler, sans tenir comte des premiers enseignements à retirer de la mise en service commercial d’un EPR en Chine.
Au demeurant, il conviendrait pour une agence au service de l’Etat de retenir les seules hypothèses émises par le gouvernement le 27 novembre 2018, confirmées par la synthèse PPE émise par le MTES le 25 janvier 2019
- Le modèle entend mettre en œuvre une part élevée des gisements éoliens et photovoltaïques existants.
L’ADEME ne prend cependant pas en compte leurs rendements techniques décroissants (meilleurs gisements déjà pris), ni leurs coûts, ni la question environnementale, ni leur acceptabilité.
o Le modèle entend ajuster la production aux besoins par deux moyens : des stockages (batteries, STEP) et un appel au marché européen
Trois obstacles mériteraient d’être pris en compte :
- le dimensionnement proposé pour des stockages par batteries n’est pas réaliste.
- l’acceptabilité des STEP est notoirement limitée.
- l’appel au marché européen deviendrait par ce modèle si fréquent qu’aucune des sept trajectoires n’assurerait notre indépendance énergétique.
Des « trajectoires 2020-2060 » devraient avoir pour seule ambition de rechercher la voie la plus efficace
pour atteindre les objectifs français et européens de décarbonation.
En réalité, elles semblent plutôt être une approche « en-dedans » qui, se limitant au seul mix électrique, consiste en une tentative de projections économiques, suffisamment consolidées.
- Hypothèses-leviers du modèle économétrique :
- Des prix de gros moyens évoluant à la hausse :
Cette hypothèse transversale au dossier est destinée à favoriser l’abandon de tout nucléaire, cependant décarboné, aux prix inférieurs au prix de marché européen : il semble que par ce mode de calcul l’ADEME entende démontrer la rentabilité des renouvelables électriques, notamment les intermittentes.
Pour maintenir cette apparente rentabilité qui cependant doit tout aux mécanismes de subvention (notamment CSPE et contribution climat énergie incluse dans la taxe carbone), l’ADEME prévoit de maintenir ceux-ci jusqu’en 2035. Et dans un encadré en p. 20, l’ADEME suggère en outre discrètement que ces subventions pourraient être poursuivies jusqu’en 2045.
Il faut cependant rappeler que la Cour des Comptes a dans son rapport publié le 18 avril 2018 recommandé de faire cesser toutes subventions aux EnR intermittentes, qui ont coûté à la Nation 121 Mds € en 20 ans.
Encore la Cour des Comptes n’a-t-elle pas dans son chiffrage pris en compte les frais de raccordement pris en charge notamment par RTE, ni les capacités de substitution à mettre en place pour pallier l’intermittence.
L’ADEME ne fait pas apparaître clairement la réalité économique des EnR intermittentes qui en fait, dès lors qu’elles ne sont pas soutenues par le soutien public, ne sont pas rentables. Contrairement aux commentaires de presse ayant accompagné la publication de cette analyse.
- Des coûts de production de référence privilégiant les EnR intermittentes :
L’ADEME a ici retenu comme critère de comparaison le coût complet de production sous sa forme LCOE (Levelized Cost Of Energy).
Comparons au travers du tableau ci-dessous les sources Ademe (celles publiées en 2016 et celles incluses dans ces trajectoires 2020-2060) et les coûts émanant d’autres sources officielles :
(en €/ MWh)
Les chiffres présentés par l’ADEME donnent ainsi une vision positive des coûts des EnR intermittentes - tant actuels qu’attendus - comparés à ses hypothèses de coûts du nucléaire : 42€ pour le nucléaire actuel (chiffre officiel - loi Nome), 85€ pour l’EPR - en acceptant de descendre à 70 € pour l’hypothèse « EPR en série ».
Ces chiffres sont éloignés de la réalité des coûts connus par d’autres sources. Il apparaît ainsi une intention de faire apparaître de faibles coûts pour l’éolien terrestre, l’éolien en mer posé et le PV posé au sol, en faisant paraitre des coûts plus élevés du nucléaire EPR futur.
Quatre biais méthodologiques complémentaires doivent être relevés :
- Le choix par l’Ademe d’un seul indicateur, le LCOE
Les spécialistes en connaissent les limites, en particulier le fait qu’il pénalise les projets les plus capitalistiques.
- Des coûts indiqués en moyennes annuelles
Une démarche non réaliste, a fortiori s’agissant d’un modèle ADEME à base d’intermittence et donc de non-qualité, alors que ce qui fait le prix du courant est avant tout sa qualité et sa disponibilité.
- Un modèle économique des EnR qui fait peser l’engagement de frais considérables (raccordements) sur les acteurs publics, en particulier RTE.
C’est une méthode qui dans toute comparaison favorise les EnR.
Ajoutons que l’étude place au même niveau les « coûts réseaux » sur chaque scénario, hypothèse lourde mais erronée puisque les productions EnR produisant dans des secteurs éloignés du réseau historique supportent des coûts de raccordements nettement plus élevés.
- Des coûts d’actualisation (taux d’intérêt) différenciés, distinguant des investissements faiblement risqués (EnR, interconnexions : 5,25%) et d’autres réputés à risque (nucléaire, STEPs et batteries : 7,5%).
Portant sur plusieurs dizaines d’années, le choix de taux aussi différenciés est un levier essentiel pour décider, comme il apparut voici 50 ans dans le domaine ferroviaire (projet TGV vs projet Flèche Bleue). Ce choix est donc tout sauf neutre, aussi conviendrait-il de le faire établir par des experts impartiaux, afin que les technologies soient comparées sur une même base de financement.
C. l’ajustement technique en heure de pointe/ poids des EnR intermittentes dans le mix
L’étude de 2015 https://www.ademe.fr/sites/default/files/assets/documents/mix-electrique-rapport-2015.pdf faisait déjà référence à des puissances installées en éolien et solaire énormes, allant sur certaines trajectoires jusqu’à respectivement 106 GW et 63 GW, soit un total de capacité intermittente d’environ 170 MW à comparer au besoin du réseau de l’ordre de 60 à 100 GW (puissance de pointe au plus fort de l’hiver).
Cela signifie qu’une part significative de la production potentielle ne serait pas réalisée, dont il ne pourrait résulter que les solutions suivantes : écrêter (limité), exporter, ou installer en complément des capacités de stockage direct (batteries) ou en gaz (H2, CH4 …) après transformation.
Le rendement des installations éolienne et solaire variant entre 1% et 60% pour l’éolien et 0 et 70% pour le photovoltaïque, pendant les meilleures heures ventées et ensoleillées il faudrait gérer 170 GW.
Cela n’est pas supportable pour un réseau, même en admettant l’existence de moyens de stockage performants qui, s’ils étaient significatifs, auraient un coût pharaonique puisque de nombreux spécialistes évoquent 100 Mds € pour 1 TwH stocké en batteries, encore leur durée serait-elle limitée à 20 ans, de sorte qu’il faille doubler la mise en la portant à 200 Mds € sur la période.
L’objectif affiché par l’ADEME de 85% d’EnR dans l’électricité aurait donc, ainsi, un prix considérable.
La France aurait-elle encore les moyens d’investir dans d’autres secteurs de son économie, plus utiles si l’on constate que le choix d’une telle trajectoire n’aurait pas même pour résultat de décarboner le pays ?
Pendant les périodes sans vent ni soleil, la puissance intermittente tombe à quasiment rien. Or, le foisonnement s’avérant limité, nos voisins européens seront globalement dans la même situation que la France, a fortiori s’ils ont eu la même politique électrique que la France, alors que ferait-on ?
L’hypothèse de distribution dans le temps de la consommation cf. figure 7 fait état d’un maximum à midi (en phase avec la production PV) et d’une disparition de la pointe de 20 h, les exportations ayant lieu à midi, heure où tous nos voisins européens ayant des surplus PV n’ont pas besoin d’importer. Certes l’on peut jouer sur la flexibilité, mais ceci suppose que tout le potentiel de consommation déplaçable est mis en œuvre (ex : charge des batteries de véhicules ainsi que lessives ou autres à midi) : il semble que la proportion nécessaire de consommation déplacée soit de plusieurs dizaines de %, est-ce bien réaliste ?
Quelle que soit la manière dont l’on envisage le problème, et a fortiori dans un contexte de verdissement croissant de l’énergie non électrique, il apparaît que :
- Jamais les EnR intermittentes ne pourront participer à l’ajustement, comme continue de l’enseigner la technique et comme le prouvent les études d’EDF R&D.
- Il faut disposer d’une base pilotable pour stabiliser le système électrique français et même européen, afin d’assurer aux français la qualité de délivrance de l’électricité qui a fait de notre pays une référence mondiale et a contribué aux grands équilibres économiques et sociaux du pays.
Telles sont les raisons pour lesquelles, selon les meilleurs spécialistes, il convient de limiter le poids des EnR non pilotables à 30% du mix électrique, au lieu des 85% en 2050 envisagés par l’ADEME.
- Les dimensions économiques, sociales et environnementales :
L’Ademe indique dans ses « limites et perspectives » p. 24 ne pas avoir abordé ces dimensions
L’histoire récente du pays prouve cependant qu’il est utile de les prendre en compte, profondément.
· Circuits courts et chaleur renouvelable (géothermie, thalassothermie …)
Leur mise en œuvre, assortie ou non de pompes à chaleur, diminuerait pourtant les besoins en électricité et en verdissement.
L’ADEME n’évoque pas le sujet, au bénéfice implicite d’une surproduction d’électricité à base d’éolien et de PV, sans préjudice de son coût puisqu’il s’agirait jusqu’en 2045 de productions subventionnées.
· Bilan carbone en France
La meilleure des trajectoires proposées sur le plan du bilan carbone est « EPR en série », presque à égalité avec « gaz de synthèse ». Mais cette dernière est assortie d’un surcroît d’éolien terrestre (+ 7000 machines, dont l’acceptabilité est improbable), surcroît lié à la nécessité de produire du gaz vert puis de le stocker par le truchement d’une énorme surproduction d’électricité.
Cependant, la décarbonation constitue le premier objectif de la transition énergétique.
· Bilan carbone dans les autres pays
L’ADEME n’intègre pas dans son bilan le carbone exporté à l’étranger pour la fabrication puis le transport des composants, matières et équipements.
A l’échelle de la planète, c’est regrettable.
· La dimension environnementale
Il n’apparaît dans l’étude aucun indicateur de résultat de nature environnementale : paysages, biodiversité (sols, eaux, flore, faune, avifaune …), patrimoine.
Or, l’ADEME envisage que 100% du gaz consommé proviendra de méthaniseurs et que ce gaz participera à une surproduction d'électricité par cogénération, d’où une utilisation renforcée des terres agricoles pour produire de l’électricité, dont il résultera un appauvrissement des terres et des pollutions aquatiques, sans oublier … une augmentation de l'effet de serre.
Il importe pour des études de cette nature de déterminer des indicateurs environnementaux pertinents, au regard notamment de la biodiversité devenue grande cause nationale.
· La dimension sociale complète/ l’acceptabilité
L’ADEME précise qu’elle n’a pas traité la dimension de l’emploi « par filière ».
Elle n’évoque pas non plus l’acceptabilité des riverains.
Le sujet intéresse cependant son président qui a le 11 décembre à Montpellier (Energaïa) annoncé que « pour régler la question de l’acceptabilité de l’éolien terrestre, il faut renforcer l’intéressement pécuniaire sur la base du modèle proposé par la Caisse des Dépôts ».
Il n’est cependant pas certain que pour les citoyens ruraux qui rejettent majoritairement la politique « tout éolien » actuelle (notamment les riverains), l’intéressement pécuniaire soit vécu comme une solution réaliste.
· Indépendance énergétique
Tous les scénarios prévoient que nous deviendrons importateurs nets d’électricité, durablement.
Cette question de l’indépendance énergétique qui est au cœur des attentes exprimées dans la PPE n’est cependant pas un détail.
Conclusion générale :
L’ADEME semble avoir, par ses trajectoires 2020-2060 à la fois dépassé sa mission et surestimé
ses moyens d’analyse, faute de les avoir confrontés aux spécialistes de la question électrique.
A des erreurs de fond (priorités officielles de la transition énergétique non assumées) et à
différentes erreurs méthodologiques s’ajoute une ignorance des réalités économiques, sociales
et environnementales du pays, sans prise en compte desquelles les pouvoirs publics ne sauraient
prendre des décisions durables et acceptées par la population.
Analyse réalisée par Bruno Ladsous