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Date de la réunion : 18 mai 2017

Date de diffusion : 25 mai 2017

Lieu de la réunion : Siège de la SFEN au 103 rue Réaumur - Paris 2ème.

Rédacteur : Emilio RAIMONDO ; Revu par Maurice MAZIÈRE ;

Visa : Maurice MAZIÈRE

Participants : Mme. DUTHEIL. MM. ACKET, BARACHE, BLANC, BOIRON, CROCHON, LANGUILLE, LENAIL, LEROUGE, MAZIÈRE, NAUDET, NIEZBORALA, POTY, RAIMONDO, de SARRAU, de TONNAC, TROESCH, VENOT, YVON. Diffusion : les membres du comité d’action, les représentants régionaux, les membres, les groupes transverses, les sections techniques, Valérie FAUDON, Boris LE NGOC.

I. Conférence du matin (10h00 – 12h00) : Le coût des énergies renouvelables » par David MARCHAL directeur adjoint Production et Energies renouvelables de l’ADEME

II. Réunion de l’après-midi (14h).

1. Observations sur le précédent compte rendu. 2. Informations générales et questions d’actualité, 3. Tour de table. 4. Examen du programme pour les prochaines journées.

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Pièces jointes au compte rendu : PJ 1 Présentation des EnR par l’ADEME PJ 2 Le projet RJH PJ 3 L'électricité́ en France, Bernard LEROUGE PJ 4 Contentieux du bois LEJUC, ANDRA PJ 5 La Transition énergétique, Académie des Sciences PJ 6 Michel Gay PJ 7 JP Riou PJ 8 Hartmut LAUER PJ 9 B. BARRÉ Coup de vent sur l'Allemagne PJ 10 JP. PERVÈS PJ 11 Agora PJ 12 Energiewende 1 PJ 13 Energiewende 2 PJ 14 Les prix négatifs PJ 15 Sortie du charbon après le nucléaire PJ 16 Sortie du nucléaire PJ 17 Article du Figaro PJ 18 Note de V. LEBILLON PJ 19, Greenpeace dans le Figaro PJ 20 Le projet Gémini PJ 21 Michel GAY, les EnR tuent PJ 22 Complémentarité Nucléaire et EnR PJ 23 La Croix, le mirage PV PJ 24 JP PONCELET PJ 25 RTE et le réseau européen PJ 26 L'Accident de Handford PJ 27 Le site de Handford PJ 28 Lettre de géopolitique PJ 29 Le nucléaire en Ukraine PJ 30 Le nucléaire en RSA PJ 31 SMR aux USA PJ 32 Fondation J. Jaurès PJ 33 Claude MANDIL PJ 34 Michel GAY, le nucléaire heureux PJ 35 Vive l'énergie PJ 36 Fin du nucléaire PJ 37 La peur du nucléaire PJ 38 Michel ONFRAY et le nucléaire PJ 39 André PELLEN et la FEEED

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1. Conférence du matin :

Le coût des énergies renouvelables » par David MARCHAL directeur adjoint Production et Energies renouvelables de l’ADEME

Le Président Maurice MAZIÈRE présente à l’orateur le GR 21 et son mode de fonctionnement et rappelle l’intérêt que notre groupe porte à la problématique liée aux coûts des énergies renouvelables. David MARCHAL est directeur adjoint « Production et énergies renouvelables » depuis un an mais à l’ADEME depuis 7 ans. Il propose de nous présenter les aspects coûts des énergies renouvelables (EnR), à partir des résultats d’une étude de l’ADEME réalisée au début de cette année. Sur la fin de l’exposé seront présentés également des éléments de coûts d’intégration pour les EnR électriques. Il s’appuie sur les planches regroupées dans la PJ 1, annexée au compte rendu. Un mot sur l’ADEME (voir planche 2) : c’est un Etablissement Public Industriel et Commercial (EPIC) sous tutelle du ministère de la transition écologique et solidaire (nouvel intitulé). Fort de 950 salariés et trois lieux d’implantation, Paris, Angers (siège) et Sophia Antipolis. Il comporte 17 directions régionales et doit réaliser des missions sur tous les sujets de la transition énergétique et écologique (climat, efficacité énergétique, la ville durable et les énergies renouvelables ...). Le budget annuel de l’ADEME est de 590 millions d’euros pour financer le soutien aux projets. L’ADEME est par ailleurs dotée de 3,3 Md d’euros au titre des investissements d’avenir. Question : Sur vos documents on voit les deux termes « durable » et « renouvelable » ; quelle différence faites-‐vous entre les deux termes ? Réponse : Depuis quelques années l’ADEME utilise le mot « durable » pour tenir compte des aspects efficacité énergétique et amélioration des procédés, en plus de l’aspect renouvelable qui ne s’applique qu’aux moyens de production. 1.1 Les missions de l’ADEME

On distingue les trois missions essentielles suivantes : • Accélérer le déploiement et accompagner les acteurs de la transition énergétique et écologique

(TEE) en utilisant les moyens suivants : o Le fonds chaleur, qui est un fonds d’investissement de 220 millions d’euro, permettant

de subventionner la chaleur renouvelable sur le territoire (chaudières biomasse, géothermie, solaire thermique par exemple).

o La structuration et l’accompagnement des filières pour améliorer leur offre et les faire monter en compétence. Cela a été fait notamment sur le solaire thermique pour accompagner les acteurs vers plus de structuration.

o L’aide à la décision pour faciliter le passage à l’acte avec un volet communication. Ainsi l’ADEME peut soutenir des entreprises ou des acteurs économiques dans la réalisation d’études de faisabilité pour faciliter ensuite leur prise de décision.

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• Soutien à l’innovation et préparation de l’avenir de la TEE en s’appuyant sur : o Un financement de la R&D pour les EnR en étant actifs dans les domaines des réseaux

intelligents et du stockage de l’électricité. o La réalisation de démonstrateurs pré-‐industriels avec les investissements d’avenir sur

différentes technologies pour le stockage d’électricité ou de chaleur (soutien aussi de thèses ou d’initiatives privées sur des projets). Sur la période récente, il y a eu aussi des appels à projets pour des fermes pilotes d’éoliennes flottantes afin d’avoir un retour d’expérience sur cette technologie.

• Contribuer à l’expertise, au sein de la collectivité intervenant dans le TEE, par :

o Une meilleure connaissance des coûts et de l’impact des installations sur l’environnement ainsi que les conséquences socio-‐économiques éventuelles.

o La mise de l’expertise résultant de tous ces projets au service de l’État.

Question : Comment se passe cette sensibilisation pour le « passage à l’acte » ? Réponse : Par exemple, si un industriel veut utiliser une chaudière bois, au lieu de solutions conventionnelles, nous l’aidons pour savoir si cette solution est moins chère, en termes de coût complet ; il faut faire des études de faisabilité que l’ADEME peut subventionner. Question : Est-‐ce que le stockage de l’énergie fait partie des thèmes couverts par l’ADEME ? Réponse : Oui cela en fait partie, surtout sur le volet innovation et R&D qui est abordé ci-‐après.

Question : Sur l’hydrogène avez-‐vous des projets ? Réponse : Cela a été un sujet de R&D très en amont, aujourd’hui il y a de nombreux projets de démonstrateurs à l’échelle 1. Des financements sont prévus sur des projets de piles à combustible et sur tout ce qui est électrolyse ou méthanation. On peut citer le projet GRID de synthèse de l’hydrogène à partir d’électricité renouvelable dans le nord de la France. Question : Les questions de coûts vous sont-‐elles totalement étrangères ? Réponse : Pas du tout, sur la R&D avant les investissements d’avenir, l’ADEME soutenait, il est vrai, des projets très en amont et assez loin du marché. Depuis cette époque, l’État impose que le budget de 3 milliards soit constitué de 2/3 d’avances remboursables et seulement d’un tiers de subvention. Les gros acteurs ne sont financés qu’à une certaine hauteur (30% par exemple). Commentaire de l’orateur : l’hydrogène produit par ces méthodes n’est certes pas compétitif avec celui produit en raffinerie par reformage catalytique du méthane, cependant l’objectif de ces projets est de préparer l’avenir avec une production d’hydrogène (sans CO2) pour utilisation dans des niches. Vous pouvez vous reporter à un document de l’ADEME sur le sujet édité l’an dernier. 1.2 Place des EnR dans le monde (voir planche 4) Les énergies renouvelables c’est surtout de la chaleur. Dans le monde il y a 20% d’énergie renouvelable, la moitié c’est de la biomasse traditionnelle, ¼ environ c’est de la chaleur moderne, ¼ environ c’est l’électricité renouvelable dont une grosse majorité d’hydraulique. On peut observer que la place du vent et du solaire sont très faibles (0,6% et 0,2% respectivement).

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1.3 Place des EnR en France (voir planche 5) Le constat est à peu près le même qu’au niveau mondial. En 2015, on est à 15% d’énergies renouvelables consommées dans notre MIX d’énergie finale consommée. Ici aussi la première énergie renouvelable consommée est le bois (6%), suivie de l’hydraulique à 3,5%, des biocarburants (2%), l’éolien étant à 1% et le solaire inférieur à 1%. On voit les valeurs données en termes d’objectifs à 2020 où l’éolien notamment a un potentiel de croissance important (multiplié par 3).

4 Titre et/ou intitulé Date www.ademe.fr

Place des EnR dans le monde


Place des EnR en France aujourd’hui

2015: 15%

Objectif 2020: 23%

Objectif 2030: 32%

Chaleur = ~50% des besoins

2015

< 1% 1%

1,3%

2%

3,5%

6%

2020

< 1%

3,1%

1,2%

2,2%

3,9%

11,3%

Pétrole Gaz

Electricité non renouvelable

Charbon

EnR$149 Mtep

Bois énergie

Hydro-électricité

Biocarburant

PAC

Eolien

Solaire

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1.4 Coût des EnR L’ADEME a lancé, sur le périmètre français, une étude sur les coûts de production des EnR, avec une méthode permettant de comparer toutes les énergies entre elles (méthode du LCOE1). La formule permettant de calculer le LCOE est donnée sur la planche 8. Le coût complet est calculé sur la durée de vie de l’installation et comprend les CAPEX (investissements), les OPEX (coûts d’exploitation et de maintenance) et les coûts de démantèlement, sur la durée de vie du système. Le graphique de la planche 8 montre la part des CAPEX (bleu foncé) et celle des OPEX pour les différentes sources d’énergie. On observe des différences notables selon le cas, ce qui montre que si l’on prend seulement les euros/MW, cela peut biaiser les comparaisons entre les filières. Il faut donc raisonner en euros par MWh et c’est ce que donne la formule qui comprend la somme des coût actualisés de production d’énergie au numérateur et la quantité d’énergie produite (elle aussi actualisée) au dénominateur. Différentes hypothèses de taux d’actualisation sont retenus, de 3 à 8% pour les technologies matures ; 5 à 10% pour les technologies moins matures. Remarque : La formule semble ne pas tenir compte de la variabilité des EnR. Réponse : Le facteur de charge des différents moyens de production sont bien entendus pris en compte. En revanche l’utilité du MWh produit n’est pas prise en compte (le prix pourra, un jour, être différent selon le moment où il est produit !). Question : Y a-‐t-‐il le « back-‐up » dans l’investissement ? Réponse : Le back-‐up n’est pas pris en compte ici, mais on reviendra sur le sujet plus tard lorsqu’on abordera les questions liées aux coûts du stockage et du renforcement des réseaux. Les résultats de ces études sont donnés :

• Sur les planches 9 et 10, pour les coûts de production de chaleur.

Les différentes filières d’EnR sont positionnées par rapport aux coûts de production d’une énergie conventionnelle. Le schéma comporte deux parties, une relative aux installations chez des particuliers, une autre pour les installations collectives ou industrielles. Les coûts sont présentés sous forme de fourchettes en fonction du taux d’actualisation et des hypothèses prises en compte. On peut observer, à titre d’exemple chez les particuliers, que le bois est la source d’énergie avec les coûts les plus bas et le solaire thermique celle avec les coûts les plus élevés. Pour les installations de taille plus importantes (collectif ou industriel), la majorité des coûts des EnR est proche de ceux obtenus avec les moyens conventionnels. Les grandes conclusions que l’on peut tirer de cette étude, c’est que, pour les particuliers, la filière « bois énergie » est compétitive ainsi que les pompes à chaleur air/eau. Pour les installations collectives, le bois et la géothermie frôlent la compétitivité avec les moyens conventionnels. Mais, comme souvent les solutions renouvelables nécessitent plus de CAPEX, même si les coûts d’exploitation sont ensuite très faibles, le besoin de trésorerie initial va freiner le passage à l’acte notamment chez un particulier (investir 10 000 euros dans une pompe à chaleur ne produit pas le même effet que l’achat de quelques radiateurs électriques). Question : Il n’y a pas que le taux d’actualisation qui explique ces fourchettes ?

1 LCOE : « Levelized Cost Of Energy » ou « coût actualisé de l’énergie »

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Réponse : Oui, il y a d’autres facteurs, prenons l’exemple de la biomasse ci-‐après. Question : Y a-‐t-‐il beaucoup de projet en géothermie ? Réponse : La géothermie est très utilisée dans le bassin parisien, c’est la plus grosse concentration dans le monde. Les exemples des aéroports Charles de Gaulle et Orly sont cités ; mais la géothermie ne se voit pas et on en parle peu. Commentaires : À partir d’une question sur les incertitudes des coûts de la filière bois il a été abordé le sujet de la centrale à bois de Gardanne qui est un exemple de projets mal ficelé qui ne respecte pas les contraintes environnementales (risques de déboisement excessif de la région ou importation massive de bois). L’ADEME lorsqu’elle est consultée sur de tels projets examine toutes les conditions de faisabilité et veille à ce qu’il y ait adéquation avec les ressources locales. Sinon le gisement global de biomasse en France est important, de l’ordre de 15 millions de TEP.

• Sur la planche 11, pour les coût de la biomasse collective.

Dans le schéma précédent, la biomasse était représentée par un seul segment avec une fourchette assez large ; en fait ce segment était constitué des différents cas de la planche 11 où l’on trouve trois hypothèses de taux d’actualisation mais aussi trois hypothèses de puissance des installations donc de niveau d’investissement.

• Sur la planche 12, pour les coûts de la méthanisation.

Deux cas sont traités, soit une installation directement à la ferme ou une installation centralisée. Ici on valorise tous les MWh utiles que ce soit en chaleur ou en électricité. Les coûts du MWh varient selon le taux d’actualisation et le type d’installation entre 96 et 167 euros/MWh.

• Sur les planches 13 et 14, pour les coûts de production d’électricité.

Même type de schéma où l’on positionne les coûts des différentes sources de production d’électricité par rapport à ceux résultant d’une énergie conventionnelle (ici cycle combiné au gaz). On voit sur l’éolien (57 à 91 euros/MWh) et le photovoltaïque (PV) au sol (74 à 135 euros/MWh) une réelle concurrence. On distingue sur ce graphique deux familles de filières, celles qui sont matures et celles qui ne le sont pas pour lesquelles les coûts sont encore très élevés.


La biomasse collective

•  Objectif PPE 2023 : entre 13 et 14 Mtep

•  Secteur collectif : 4000 chaufferies pour une production de 560 ktep/an

•  Fonds chaleur : 480 installations biomasse

Temps de fonctionnement annuel (h)

< 1 MW 1 – 3 MW > 3 MW

2000 3000 4000

Investissement (€/kW)

< 1 MW 1 – 3 MW > 3 MW

1100 – 1330* 940 – 1290* 610 – 1070*

* avec réseau de chaleur

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Il faut noter que la maturité dépend aussi de la taille du marché qui, pour le PV et l’éolien, est de l’ordre de 50 à 70 GW installés dans le monde chaque année. Ce sont les premiers marchés d’installation de production d’énergie dans le monde aujourd’hui (depuis 2012 les marchés d’EnR dans le monde sont supérieurs aux marchés de toutes les autres formes d’énergie).

Question : Quelles sont les différences entres les différentes formes de PV (au sol, commercial industriel, résidentiel) ? Réponse : C’est la puissance des installations ; le PV au sol c’est > 500 kW, PV commercial industriel c’est en toiture de 100 à 250 kW, PV résidentiel c’est quelques kW. Question : Y a-‐t-‐il une concurrence internationale sur ces produits ou bien sont-‐ils tous d’origine chinoise. Réponse : C’est très majoritairement des produits chinois mais il y a un acteur français, « Photowatt », sur les cellules mais la capacité de production est faible et la plupart des cellules sont importées et notamment de Chine. Pour les appels d’offre français, dans les critères il y a bien sûr le prix mais aussi un contenu CO2 du cycle de vie ce qui favorise les fabricants européens (Norvège) ou même français. Question : Comment explique-‐t-‐on la grande variabilité de l’hydrolien marin (150 à 507 euros/MWh) ? Réponse : L’hydrolien marin est une technologie très peu mature, on s’est basé sur quelques cas seulement qui sont des pilotes ou des démonstrateurs. Question : Quel est le facteur de charge de l’hydrolien Réponse : Les énergéticiens sont prudents car le temps de maintenance est important surtout au début. En théorie on pourrait dire 5000 heures annuelles mais en pratique on tournera plutôt autour de 1750 à 3300 heures, ce qui est assez faible.

• Sur les planches 15 et 16, pour les coûts du photovoltaïque.

Parmi les facteurs qui influencent les coûts de production, nous trouvons bien entendu l’ensoleillement mais aussi le capital investi (CAPEX). On peut ainsi voir la différence de productivité entre le nord (autour de 1000 kWh/kWc)2 et le sud de la France (autour de 1500). Le CAPEX varie aussi fortement entre le résidentiel (autour de 3000 euros/kW) et une centrale au sol (autour de 1250 euros/kW). Cela explique les fourchettes observées sur le graphique (15) en fonction des trois taux d’actualisation retenus ; le coût le plus faible observé de 64 euro/MWh est obtenu par la centrale au sol. Une autre étude a été conduite pour voir comment les coûts allaient évoluer dans le futur (voir planche 16). Une baisse d’environ 8 à 12% a déjà été constatée entre 2014 et 2015 et, selon cette étude, un potentiel de baisse de 25% du LCOE est estimé d’ici à 2025. La valeur de 64 euros/kWh de 2017, par exemple, pourrait descendre à 51 euros/kWh. On peut dire aussi qu’avec une baisse possibles et importante des

2 kWc : kW crête


Coûts de production d’électricité

Filières matures

Filières moins matures

Coûts pour lesquels

les conditions de

financement sont les

plus ou les moins

favorables

Coûts de production

pour les taux

d’actualisation les

plus probables

Fourchette de coûts

de production d’une

énergie

conventionnelle

(cycle combiné gaz ou

prix de l’électricité

pour la production PV

sur bâtiment)

* Données internationales

** Données françaises et

internationales

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CAPEX (nouvelles technologies, coûts de raccordement), la part des OPEX deviendra relativement plus importante.

Question : Quels sont les prix d’achats consentis à ces projets ? Réponse : Les valeurs de ces graphiques sont des prix de vente. Cela correspond aux réponses aux appels d’offres qui doivent proposer des prix de vente. Ces prix prennent en compte les coûts de raccordement. En Outre-‐mer les offres doivent également tenir compte des coûts de stockage à hauteur de 20% de la puissance ce qui conduit à 140 euros/MWh pour la moins élevée avec stockage. C’est plus cher qu’en métropole mais compétitif Outre-‐mer. Question : Quelle est la durée de vie prise en compte dans ces études ? Réponse : Question importante en effet, l’hypothèse de calcul prise en compte ici est de 25 ans. Cela joue sur le CAPEX qui est divisé par le nombre d’années. Commentaire : Ces éléments sont pertinents pour un marché qui n’est pas ouvert. Avec l’assurance du rachat de l’électricité et les subventions accordées, les gens vont de plus en plus investir et, sur le long terme, on arrive à un prix de l’électricité tendant vers zéro et « donc le système va se bouffer la queue ». Le vrai problème de ces EnR c’est que cela ne peut fonctionner que hors marché et on ne trouvera personne dans le privé pour investir. On voit bien avec les exemples de la Californie et de l’Allemagne, les « utilities » se séparent de leur partie production et même transport et distribution pour se concentrer sur les services. Le problème est de savoir, d’une part qui peut investir dans le domaine de l’énergie en


75 68 66 64

59 51

95 87

84 82 75

65

92 85 82 79

72

61

117 107

104 101 92

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123 119

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40

60

80

100

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140

160

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

€ H

T /

MW

h

Centrales au sol - PACA Centrales au sol - Pays de la Loire Sup 250kWc en Surimposé - PACA Sup 250kWc en Surimposé - Pays de la Loire Sup 250kWc en ISB - Pays de la Loire

Prévisions)

CAVEAT: Les LCOE sont construits sur la base d’un jeu important d’hypothèses, portant à la fois sur le productible, le taux d’actualisation et les coûts d’exploitation (OPEX). Des variations sur ces paramètres peuvent induire des changements conséquents sur les LCOE. Toute comparaison directe de ces LCOE avec d’autres grandeurs n’utilisant pas les mêmes hypothèses de calcul (par ex une comparaison avec les tarifs d’achat) est à proscrire. Par ailleurs l’incertitude sur les coûts induit mécaniquement une incertitude sur les LCOE (de l’ordre de plus ou moins 5%). Note: Hypothèse de calcul pour le LCOE : durée de vie de 25 ans, taux d’actualisation de 3,03 % pour les centrales au sol et de 3,42 % pour les grandes toitures, ratio de performance de 0,8. OPEX correspondant à 3% des CAPEX en moyenne sur la période 2016-2025 (mais baisse plus faible des OPEX par rapport aux CAPEX). Le MIP (Minimum Imported Price) est appliqué.

Une baisse constatée de 8-12% en 2015 vs 2014 Encore environ 25% de baisse supplémentaire du LCOE attendue entre 2015 et 2025 Avec la baisse accélérée des CAPEX, la part des OPEX devient plus importante

Grandes toitures PACA => Pays de la Loire

Centrales au sol * PACA => Pays de la Loire

Grandes toitures ISB *

!  Le segment « centrales au sol » retenu ici

correspond à des projets autour de 10MW

!  ISB = Intégré Simplifié au Bâti

Evolution attendue des coûts de production – filière PV

Centrales au sol et grandes toitures

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dehors du contribuable et, d’autre part, si on reste sur un marché ouvert ou si l’on retourne à un marché fermé avec des prix réglementés ? Réponse de l’orateur à ce commentaire : Vous soulevez une bonne question, nos études parlent de compétitivité mais de soutien nécessaire avec la CSPE. Vu comment fonctionne le marché spot de l’énergie, les nouveaux investissements, qu’ils soient renouvelables ou non, ne peuvent pas être rémunérés sur ce marché spot, d’ou le marché de capacité qui a beaucoup rapporté à tout le parc conventionnel. Question : Depuis quand le principe du marché de capacité est-‐il opérationnel ? Réponse : 2017 est la première année où ce marché fonctionne.

• Sur les planches 17 à 20, pour les coûts de l’éolien. Le tarif d’achat éolien était autour de 80 euros/MWh depuis une dizaine d’années. Dorénavant on va changer de système de rémunération ; l’État a annoncé que tous les projets feraient l’objet d’appels d’offres pour les projets supérieurs à 6 machines. Il y aura donc une compétition ce qui n’était pas le cas auparavant avec les tarifs d’achat fixés pour l’éolien. L’ADEME estime donc que les prix vont baisser, la fourchette de prix pour les nouvelles installations va varier de 50 à 90 euros du MWh. En moyenne on sera autour de 70 euros/MWh pour les nouveaux parcs dont les machines ont des facteurs de charge supérieurs à 30%.

L’idée est d’avoir des machines de nouvelle génération, plus grandes, plus hautes permettant de capter des vents plus faibles mais pas nécessairement de puissance plus élevée (voir planche 18 qui montre deux éoliennes de même puissance). On peut ainsi viser 3000 heures de fonctionnement au lieu de 2000 heures avec des diamètres plus importants (120m au lieu de 80 m sur le schéma qui souligne aussi la notion de « surface spécifique »).

Question : Quels sont les emplois en France, avec ces machines qui sont toutes importées ? Réponse : Effectivement il n’y a pas de turbinier français (à l’exception de la Sté VERGNET). Mais GE se met à en fabriquer à Saint Nazaire pour l’off-‐shore. Il y néanmoins beaucoup de sous-‐traitants. On compte aujourd’hui 18 000 emplois dans l’éolien en France. La société POMA, bien connue pour ses remontées mécaniques dans les stations de ski, s’intéresse au sujet des turbines pour l’éolien. L’ADEME a fait une autre étude pour voir quelle peut être l’évolution attendue des coûts de production de la filière éolienne (Planche 17). Trois courbes sont représentées pour l’éolien terrestre en vert, l’éolien posé en mer en bleu et l’éolien flottant en violet.

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D’ici 2030 on envisage d’arriver à des coûts inférieurs à 50 euros/MWh pour l’éolien terrestre ainsi que des baisses significatives pour les deux autres filières. Les hypothèses sont basées sur une durée de service qui va passer de 20 ans à 30 ans progressivement ; on a supposé aussi que les taux d’actualisation passaient à des valeurs plus faibles car les technologies seront considérées moins risquées qu’elles ne le sont aujourd’hui, car toutes plus matures.

Question : Pour l’éolien terrestre avez-‐vous pris en compte le coût du démantèlement ? Quel est ce coût réel car on provisionne autour de 50 000 euros mais des retours d’expérience semblent montrer que c’est de 8 fois plus élevé ? Réponse : Oui, cela a été pris en compte, en revanche je n’ai pas de chiffre pour répondre à votre deuxième question. Mais on peut raisonner aussi en terme de recyclage pour savoir combien on peut revendre les différents produits en économie circulaire. Question : Vous parlez de recyclage circulaire, qu’en est-‐il des terres rares utilisées pour les aimants permanents? Réponse : C’est une question importante, aujourd’hui les turbines à aimant permanent qui utilisent des terres rares ne représentent qu’une très faible part du marché (moins de 1%). En éolien terrestre on n’utilise sur le parc français que des turbines à rotor bobiné sans aimant permanent. Les aimants permanents sont envisagés en off-‐shore pour les grosses puissances car cela permet de réduire la masse de l’ensemble ce qui simplifie les fondations et de réduire aussi les coûts de maintenance. Le marché des turbines à aimant permanent n’est pas un problème aujourd’hui. Ceci étant le problème des terres rares est un sujet géostratégique avec la Chine mais il y a des technologies alternatives. Pour le recyclage nous avons le problème des pales qui sont en résine dont on ne sait pas quoi faire. 1.5 Intégration des EnR (planches 22 et 23) Le LCOE examiné plus haut ne représente pas le coût total pour le système, il ne tient pas compte de la notion de coût d’intégration au système électrique. Ce coût d’intégration comprend, en plus du coût de production :

• Les coûts de raccordement au réseau, voir le renforcement du réseau (voir ce problème en Allemagne).

• Les coûts d’équilibrage ; comme les moyens EnR sont variables, on peut faire des erreurs de prévision qui vont nécessiter de faire appel aux réserves.

• Les coûts pour le « back-‐up » ; pour les périodes sans soleil ou sans vent il faut prévoir des moyens électriques de secours.

• Les coûts résultant d’une moindre utilisation ; les moyens conventionnels en place seront moins utilisés au fur et à mesure que les EnR se développent et cela a un coût.

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2015 2020 2025 2030 2035

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Terrestre En mer posé Flottant

source: BVG Associates

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Ces éléments ont été examinés et font l’objet de controverses, notamment les deux dernières notions (back-‐up et moindre utilisation). Question : Le réseau actuel peut-‐il supporter plus de 30% d’EnR sans être déséquilibré ? Réponse : On cite ce chiffre pour l’Outre-‐mer où l’on ne doit pas dépasser 30% d’EnR en puissance installée car les systèmes électriques sont petits et ne permettent pas de disposer de la réserve nécessaire pour faire face à des fluctuations fortes sur le réseau. Sur le territoire national et la plaque continentale européenne il n’y a pas une telle contrainte. EDF a même testé la faisabilité d’un MIX avec 60% d’EnR à l’échelle européenne. Commentaire : En Allemagne, pour éviter tout risque de déséquilibre de réseau il est envisagé de tirer une ligne (courant continu) entre la Baltique où se trouve la production, et la région de Bavière où se trouvent les consommateurs. Le coût est bien entendu énorme. Sur la planche 23 figurent les résultats d’une étude Allemande (AGORA Energiewende) qui représente, pour un LCOE donné, quels sont les coûts d’intégration supplémentaires à considérer. Ceux-‐ci sont divisés en deux parties, ceux qui sont indiscutables (entre 5 et 13 euros/MWh) et ceux qui sont des sujets de controverses (entre -‐6 et + 13 euros/MWh). 1.6 La vision 2030 / 2050 de l’ADEME (planche 24) Cette vision est un exercice multi énergie, toutes sources d’énergie (gaz, éolien etc..) et toutes utilisations confondues (chaleur, transport..). Cette vision s’appuie sur un avenir énergétique dans lequel, grâce à une plus grande efficacité énergétique et à des changements de comportement, on arrive globalement à réduire notre consommation d’énergie (on passe de 149 Mtep de demande finale d’énergie en 2010 à 105 Mtep en 2035). Pour l’électricité, avec le développement des pompes à chaleur et des véhicules électriques, la diminution sera faible (chiffre cité par l’ADEME : 420 TWh en 2050 contre 433 TWh en 2015). Question : Quelles sont vos hypothèses d’évolution de PIB ? Réponse : Dans nos scénarios prospectifs, on prend en compte les évolutions démographiques de l’INSEE et les évolutions du PIB du ministère. On fait tourner des modèles macro économiques dans lesquels on considère l’industrie constante. Les résultats montrent que le scénario ADEME obtient une croissance plus forte, avec la création de 900 000 emplois, qu’un scénario conventionnel. Sans commentaire ! 1.7 Les besoins de stockage (planche 25) Une première étude sur l’horizon 2030 montre que le développement des EnR ne nécessite pas d’accroître de façon très significative les besoins de stockage. La priorité est donnée au pilotage de la demande. Notre système électrique est très flexible et les besoins de stockage, même avec 40% d’électricité renouvelable en 2030 (selon la LTE), sont très faibles à cet horizon (entre 1 et 2 GW de capacité de stockage supplémentaire seulement avec de nouvelles STEP par exemple). En France métropolitaine il faut bien avoir conscience que le besoin de stockage en STEP ou en batteries est clairement en concurrence avec le pilotage de la demande (les chauffe-‐eaux électriques par exemple dès aujourd’hui mais aussi, à l’horizon 2030, le « smart-‐charging » des véhicules électriques vont offrir un potentiel de flexibilité important).

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Question : Quelle est l’incidence des interconnexions avec les autres pays ? Réponse : C’est pris en compte dans les modèles avec nos capacités d’interconnexions. Question : l’ADEME a-‐t-‐elle des contacts avec des organismes équivalents européens ? Réponse : Nos études sont françaises mais on examine la possibilité de faire une étude franco-‐allemande. Cela pourrait être intéressant de travailler ensemble sur la transition énergétique en vue d’avoir une stratégie commune. Des études intéressantes sont faites au niveau européen, notamment la « e-‐Highways 2050» à laquelle RTE et les gestionnaires de réseaux ont participé. Question : Les prix négatifs vont-‐ils perdurer ? Réponse : Les prix négatifs correspondent à une inadéquation entre l’offre (trop importante) et la demande (trop faible). C’est un signe de bonne santé du marché (bon fonctionnement du marché), les producteurs estiment que cela leur coûtera plus cher d’arrêter leur installation que de vendre à perte. La plus grande flexibilité de la demande qui va être de plus en plus possible devrait faire diminuer ces situations à prix négatifs. 1.8 Évolution de la part des différents vecteurs (planche 26) Selon les évolutions de la demande, selon les facilités et les coûts des différentes EnR (gaz, électricité, chaleur..) et selon les arbitrages que l’on va faire sur l’utilisation de la biomasse qui peut être très diverse, on peut aboutir à des MIX énergétiques qui sont très différents. Le schéma de la planche 29 montre l’évolution des parts des différents vecteurs énergétiques entre 2010 et 2050. On voit que l’électricité garde une part majoritaire là ou le gaz diminue légèrement et l’usage direct de l’énergie est en forte diminution. L’orateur est remercié pour cette présentation et pour la qualité des échanges.

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2. Réunion de l’après-‐midi 2.1. Observations sur le précédent compte rendu Bernard LENAIL formule deux remarques :

• Le projet WIPP aux USA n’est pas un projet de type CIGEO, comme cela est écrit dans le compte rendu, car il s’agit de déchets de type militaire stockés dans du sel.

• La faillite de Westinghouse n’est pas seulement due aux difficultés de l’AP 1000 mais aussi au rachat de nombreuses sociétés sous-‐traitantes de ce projet.

Par ailleurs, pour faciliter la recherche, il est demandé de changer le nom des fichiers des comptes rendus en commençant par la date des réunions. (année, mois, jour) 2.2. Informations générales et questions d’actualité Maurice MAZIÈRE présente l’ensemble des informations générales et propose divers documents dont il souligne l’intérêt.

• Au sujet d’une discussion tenue lors de la dernière réunion sur le RJH, voir les compléments de Jean-‐François Sauvage qui donne plus de détails sur les raisons du retard pris par ce projet, voir PJ 2.

• Bernard LEROUGE a rédigé un document de quelques pages, destiné aux non initiés dans le nucléaire ; il nous présente ce document qui demande encore quelques compléments ou corrections pour le finaliser, voir PJ 3. Une discussion s’engage pour définir comment effectuer une dernière revue du document, qui pourraient être les signataires et quelle diffusion pourrait être envisagée.

• Une information est donnée sur le contentieux entre l’ANDRA avec les écologistes, à propos du

déboisement du bois LEJUC, voir PJ 4. Il est rappelé qu’un GP sur le dossier d’options de sûreté de CIGEO se réunit ces jours-‐ci. Une demande de création d’INB devrait être posée vers 2018.

• Autres sujets et documents présentés et éventuellement commentés :

o À la suite de la publication fort intéressante de l’Académie des Sciences sur la transition énergétique, voir PJ 5, divers commentaires, généralement très positifs, ont été rédigés :

§ Par Michel GAY, voir PJ 6. § Par JP. RIOU voir PJ 7. § Par Harmut LAUER voir PJ 8.

o Informations sur la transition énergétique en Allemagne, avec quelques courbes très

parlantes sur les niveaux atteints par les prix négatifs lorsque l’offre était beaucoup plus forte que la demande, ce qui s’est produit lors du week-‐end du 1er mai:

§ Par Bertrand BARRÉ PJ 9. § Par Jean-‐Pierre PERVÈS PJ 10.

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§ Par différents autres auteurs PJ 11 à 16.

o Informations à la suite des élections présidentielles françaises : § Article du Figaro, PJ 17. § Note de Véronique LE BILLON, PJ 18. § Un article dans le Figaro, Greenpeace attaque EDF, pour aide publique d’État

illégale à l’occasion de la recapitalisation d’EdF, PJ 19.

o Documents et informations sur les EnR : § Le projet Gemini de 150 éoliennes gigantesques aux Pays-‐Bas, avec des taux de

charges élevés, PJ 20. § Un article de Michel GAY, l’éolien et le PV tuent, PJ 21. § Complémentarité entre nucléaire et EnR, PJ 22. § Article de la CROIX sur le mirage du PV, PJ 23.

o Informations au niveau européen :

§ Note de Jean-‐Pol PONCELET « En Europe la politique énergétique va dans le mur ! », PJ 24.

§ Étude de RTE sur l’impact des EnR sur le réseau Européen, PJ 25.

o Informations sur l’accident de HANDFORD : § Un texte sur l’accident, PJ 26. § Des images du site, PJ 27.

o Le nucléaire à l’étranger :

§ Lettre de géopolitique sur le Sénégal, PJ 28. § Le nucléaire en Ukraine, PJ 29. § Le nucléaire en République Sud Africaine, PJ 30. § Les SMR aux USA, PJ 31.

o La politique énergétique :

§ « Quelle politique énergétique et climatique pour la France » par Jacques Roger-‐Machart de la fondation Jean Jaurès, PJ 32.

§ Une nouvelle politique européenne de l’énergie, rapport Synopia, dirigé par Claude MANDIL, PJ 33.

o Des généralités sur le nucléaire : § Le nucléaire heureux par Michel GAY, PJ 34. § Vive l’énergie, PJ 35. § Fin du nucléaire, besoin d’une vision long terme, PJ 36. § La peur du nucléaire fait plus de dégâts que le nucléaire, PJ 37. § Michel ONFRAY et le nucléaire, article paru dans la dernière RGN, PJ 38.

• Divers :

o Un article de l’IFRAP, reçu hors réunion, auquel on peut accéder avec le lien suivant http://www.ifrap.org/agriculture-‐et-‐energie/transition-‐energetique-‐en-‐france-‐gaz-‐vs-‐electricite

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o Une vidéo sur la radioactivité en anglais mais sous titrée en français. Durée : 11 minutes. Accessible en suivant le lien https://www.youtube.com/watch?v=TRL7o2kPqw0 (Ne pas oublier d’activer le sous-‐titrage, dans le menu).

o Rappel sur le livre d’Hervé MACHENAUD, qui sera notre prochain orateur, « La France dans le noir ».

2.4. Tour de table.

o Alain LANGUILLE : On a tenu une réunion très intéressante, voici 15 jours sur la production hydroélectrique dans sud-‐est ainsi qu’une conférence sur la transition énergétique Allemande avec Joël GUIDEZ et Harmut LAUER. En Allemagne ils ont un parc électrique surdimensionné, pratiquement le double de leurs besoins ce qui leur permet d’avoir beaucoup de renouvelables. Commentaires : beaucoup d’installations à cycles combinés au gaz ont été construites en Allemagne pour les besoins de back-‐up, sauf que leur taux de fonctionnement était insuffisant. En conséquences ces unités non rentables ont été démontées et vendues aux pays de l’est. Le parc gazier est peu important aujourd’hui comparé à celui du lignite.

o Claude ACKET :

SLC a refait un scénario NEGATEP (qui privilégie l’utilisation de l’électricité et la suppression des énergies fossiles) sur la base de nouvelles hypothèses et de données mises à jour. Un conseil scientifique se réunit début juin pour envisager la sortie de résultats présentables.

o Michel YVON :

Hier se tenait une conférence au CNAM (Quelle place pour le nucléaire dans les scénarii énergétiques ?) à laquelle participaient des représentants de l’ANCRE (Agence Nationale pour la Coordination de la Recherche sur l’Énergie). Impression mitigée à cause de la LTE, les slides seront disponibles sur le site de la SFEN. À signaler un article dans l’express d’hier sur « l’éolien, énergie de la discorde ».

o Alain de TONNAC :

André PELLEN nous lance un appel pour que l’on réagisse à ce que l’on pourrait appeler la morosité nucléaire. Il suggère de créer une fondation qui regrouperait divers organisme qui militeraient pour le maintien de l’énergie nucléaire. Voir le mail qu’il a adressé à certains d’entre nous pour la création d’une Fédération des Énergies Économiques et Environnementales Durables (FEEED), voir PJ 39. L’idée retient l’attention des participants et, la volonté de donner suite à cette initiative est affichée.

o Bernard LENAIL :

Une anecdote amusante à signaler ; UARGA diffuse périodiquement un papier qui donne lieu à certains commentaires, mais rarement. Dernièrement, dans une de nos publication, il était écrit que des EnR il en fallait mais pas trop ! Une réaction violente s’est aussitôt manifestée de la part de certains lecteurs.

o Gilbert NAUDET :

Revient sur le papier de Bernard LEROUGE et suggère de le proposer à la signature de la SFEN.

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2.4. Examen du programme pour les prochaines réunions :

• 15 juin : Hervé MACHENAUD, retraité, ancien Directeur chez EDF : Titre non encore donné.

• Un accord a été obtenu avec Thierry CHARLES de l’IRSN, pour une présentation sur les anomalies des GV fabriqués au Creusot, ce sera plutôt pour la rentrée de septembre ou octobre.

• Le démantèlement des tranches nucléaires, Jean-‐François SAUVAGE a déjà contacté EDF et on

attend la réponse.

• Les récentes découvertes en astrophysique. Françoise DUTHEIL, qui appartient à l’académie européenne interdisciplinaire des sciences (AEIS), pourrait nous aider à trouver un orateur parmi ceux qui ont participé à un colloque sur ce sujet en 2014.

• Autres thèmes proposés :

• Alain de TONNAC propose un sujet sur la connaissance de l’univers, astrophysique, le CEA pourrait être contacté. Les participants sont intéressés par ce sujet pour lequel Françoise DUTHEIL peut nous trouver un orateur.

• Un sujet proposé par B. LEROUGE sur l’émergence des cancers en liaison avec l’énergie (on pense à C. HILL, R. MASSE).

• L’éolien off-‐shore, difficulté à trouver quelqu’un chez GE, anciennement ALSTOM. • Le projet CIGEO. • Le nucléaire en Inde par le conseiller nucléaire. • Tchernobyl, 30 ans après ; se rapprocher de l’IRSN. • Le transport nucléaire. • Un sujet sur l’Uranium proposé par Bruno COMBY et Jean-‐Pierre de SARRAU qui proposent

des orateurs possibles.

Prochaine réunion le jeudi 15 juin à 10h30. Hervé MACHENAUD

Rédacteur : Emilio RAIMONDO ; Revu par Maurice … · ! 3! 1. Conférencedu’matin’:’%...

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