Analyse des documents publiés en décembre 2018 par l’ADEME intitulés : trajectoires d'évolution du mix électrique 2020-2060

1) La persistance incompréhensible de l’absence de priorité accordée à la réduction des émissions de CO2, en contradiction avec la réaffirmation de cette priorité climatique au plus haut niveau de l’État. Pourquoi ?

2) Le flou, accentué par l’absence de publication des études support détaillées (elles auraient dû en bonne pratique accompagner la synthèse ci-dessus) afin de permettre aux lecteurs d’en comprendre et analyser certains aspects non développés dans cette synthèse. Deux domaines posent particulièrement question :

* La part de l’électricité d’origine biosourcée qui, avec un productible de l’ordre de 60 à 65 TWh/an selon les trajectoires, apparait comme extrêmement élevée au regard du productible actuel, inférieur à 10 TWh/an. D’où viendront les 50 à 55 TWh/an supplémentaires, sachant que la ressource en biomasse est limitée par le renouvellement annuel et qu’elle devra satisfaire de nombreux autres besoins concurrents (usages directs du bois énergie ou du biogaz pour la production de chaleur, biocarburants pour la mobilité, etc.) la production d’électricité n’étant pas nécessairement l’usage le plus pertinent ?

* Le stockage de l’électricité, limité aux batteries et aux STEPs (Stations de Transfert d’Énergie par Pompage)  c’est-à-dire aux applications horaires à infra-journalières, indispensables mais insuffisantes : rien n’est clairement dit sur le stockage de masse, éventuellement inter-saisonnier, pourtant indispensable à hauteur de quelques dizaines de TWh/an dans tout système électrique atteignant un taux très élevé d’électricité intermittente, afin de faire face aux absences simultanées de vent et de soleil et de pouvoir utiliser en hiver les surplus photovoltaïques inutilisables en été. Faut-il comprendre que cette insuffisance de stockage serait compensée par un recours au gaz naturel en secours ?

3) La prise en compte de coûts SYSTÉMATIQUEMENT BIAISÉS, surestimés pour le nucléaire, sous-estimés pour les énergies renouvelables intermittentes :

* Concernant le nucléaire historique, des coûts LCOE (Levelised Cost of Energy ou, en français, Coût moyen actualisé de l'énergie) de 42 €/MWh sont pris en compte par l’ADEME. Alors qu’un coût LCOE (qui est un coût théorique moyen sur toute la durée de vie d’une installation) n’a aucun sens pour des installations largement amorties pour lesquelles c’est le coût « cash » (coût réel complet d’exploitation à décaisser) qui est pertinent. Or, ce coût « cash » se situe entre 32 et 33 €/MWh, très en-dessous des 42 €/MWh qui sont en réalité le prix de vente ARENH (Accès régulé à l'énergie nucléaire historique) auquel EDF, aux termes de la loi NOME (nouvelle organisation du marché de l'électricité) est tenue de vendre le quart de sa production nucléaire (100 TWh/an) à ses concurrents. Le prix ARENH sert par ailleurs de base aux tarifs domestiques règlementés. L’estimation de l’ADEME revient donc à surévaluer artificiellement les coûts réels du nucléaire historique de 29 % !

* Concernant le nucléaire de nouvelle génération (EPR), le concept de LCOE est adapté mais il est plombé de façon artificielle (avec l’hydraulique) par la prise en compte d’un taux d’actualisation de 7,5 % alors que les énergies intermittentes sont gratifiées d’un taux de 5,25 %. Ce qui défavorise artificiellement le nucléaire, compte tenu de l’impact très important de ce taux sur le coût du kWh. De plus, l’effet de série est pris en compte de façon totalement erronée : un coût réaliste de 70 €/MWh est bien annoncé pour un EPR de série, mais il n’est pas pris en compte immédiatement dans les trajectoires qui commencent par 3 EPR dont les coûts sont de 85 €/MWh ! Hypothèse incompréhensible, les coûts de série étant applicables dès le premier EPR. Ce qui revient à renchérir le coût du nouveau nucléaire de 21% ... Veut-on le disqualifier par avance alors qu’il reste l’une des solutions d’avenir possibles pour produire une électricité décarbonée ?

* Concernant les coûts d’investissements des moyens éoliens et photovoltaïques, des réductions très importantes (jusqu’à 3 fois moins par rapport aux coûts actuels) sont anticipées à l’horizon 2060. Si de telles réductions sont à l’extrême rigueur envisageables pour les seules cellules PV, à condition de leur appliquer une pseudo-loi de Moore non vérifiée à ce jour, ce n’est certainement pas le cas pour les autres parties des installations PV et encore moins pour les éoliennes qui sont des ensembles électromécaniques complexes, qui utilisent de grandes quantités de matières nobles comme le cuivre, ou rares comme le néodyme pour la fabrication des aimants permanents. Quels seront les prix de ces matériaux stratégiques en 2060 ?

Plus généralement, des hypothèses de prix à une échéance de plus de 40 ans sont totalement incertaines par nature. Les utiliser dans ce qui est présenté ici comme des calculs technico-économiques susceptibles « d’orienter » une programmation de long terme n’a donc ni sens, ni légitimité. Il s’agit à nouveau d’un exercice purement théorique, sans aucune validité économique ou opérationnelle.

* Les coûts LCOE des renouvelables intermittents calculés sont réputés intégrer les coûts de raccordement et renforcements réseaux selon l’ADEME. Mais ils n’intègrent pas par nature les coûts de compensation de l’intermittence : maintien de moyens pilotables en réserve, sous-utilisés donc plus coûteux pour la collectivité, adjonction de moyens de stockage/déstockage, introduction « d’intelligence artificielle » dans les réseaux, coûts de transaction des effacements, etc. Ces coûts LCOE ne sont donc pas directement comparables à ceux des moyens pilotables, il faut leur ajouter les coûts de palliation de l’intermittence.

En résumé de ce paragraphe, il apparait donc bien que les biais dénoncés plus haut sont systématiques. Leurs poids financiers sont par ailleurs très importants : les coûts réels du nucléaire sont artificiellement surévalués de 29 % pour le nucléaire historique et de 21 % pour le nucléaire de nouvelle génération ! Ce qui invalide de façon certaine les coûts des trajectoires correspondantes. Quant aux coûts d’investissement futurs des EnR intermittents à un horizon de plus de 40 ans, leur représentativité réelle est proche de zéro...

4) L’ADEME reproche de facto au nucléaire actuel d’être... trop compétitif !!! Ce qui aurait selon elle pour conséquences d’augmenter les émissions de CO2 et de maintenir des prix de l’électricité trop bas, retardant ainsi la fin des subventions des énergies intermittentes ! Il est difficile de comprendre de telles contre-vérités, le nucléaire n’émettant pas de CO2 en fonctionnement, alors que les moyens intermittents en émettent indirectement quand il faut les secourir par des moyens fossiles, eux-mêmes émetteurs. De plus, faire bénéficier plus longtemps la nation d’une électricité sans concurrence à 32-33 €/MWh n’est pas un handicap mais un atout ! On comprend donc qu’il y a probablement derrière ces affirmations aberrantes un détournement implicite de finalité qui se décline de deux façons :

* Prêcher comme le fait l’ADEME pour une électricité plus chère réduisant FACIALEMENT les subventions aux renouvelables intermittents occulte la véritable priorité qui devrait prévaloir : obtenir des promoteurs de ces EnR qu’ils réduisent (enfin) leurs prix de vente pour ne plus avoir besoin de subventions ! Au lieu de chercher à manipuler les prix de marché à la hausse pour cacher le problème. On retrouve là la confirmation que le véritable objectif de l’ADEME est bien de promouvoir à tout prix les EnR intermittentes, pas de fournir au pays l’électricité la moins chère...

Pourquoi et au nom de quoi l’ADEME prend-t-elle une telle position, si évidemment contraire aux intérêts supérieurs du pays, aux orientations données par le Président de la République lors de sa présentation de la PPE (Programmation Pluriannuelle de l'Énergie) le 27 novembre 2018 et... aux déclarations liminaires figurant dans l’ÉDITORIAL de son étude ?

5) L’ADEME persiste également dans son déni de réalité consistant à prétendre « qu’il y a toujours du vent quelque part en Europe ». Toutes les études sérieuses démontrent de façon incontestable, enregistrements et analyses approfondies à l’appui, que le foisonnement des productions éoliennes entre pays européens peut parfois exister à certaines périodes, mais que ce n’est pas le cas dans l’immense majorité des situations pour lesquelles on observe au contraire de fortes corrélations entre pays voisins, qui ont soit beaucoup, soit très peu de vent quasi en même temps. Ce qui pose la question cruciale des secours mutuels quand il n’y a ni vent ni soleil lors des périodes hivernales de forte consommation : la puissance installée éolienne peut bien être extrêmement importante et les lignes d’interconnexion surdimensionnées, il n’y aura alors rien à échanger...

6) Dernier point technique majeur : la stabilité du réseau, c’est-à-dire son équilibre instantané à l’échelle de quelques secondes à quelques minutes. Dans son étude de 2015, l’ADEME avait dû reconnaitre qu’elle n’avait pas traité cette question, pourtant cruciale car il s’agit d’une condition sine qua non de validation de tout mix électrique. Elle ne l’avait pas fait car elle n’avait pas les compétences nécessaires, très complexes et qui n’existent que chez les gestionnaires de grands réseaux, regroupés en Europe au sein de l’ENTSO-E  (European Network of Transmission System Operators for Electricity), les départements de R&D de quelques grands producteurs d’électricité et quelques rares universités dans le monde. L’ADEME n’a évidemment pas davantage de compétences dans ce domaine, mais elle va pourtant beaucoup plus loin dans la présente étude, s’autorisant de larges libertés avec la rigueur scientifique : interprétation incomplète et erronée de l’exemple du « petit » réseau irlandais, extrapolation sans aucune justification aux « grands » réseaux français et européen beaucoup plus complexes, contestation de la validité des règles de stabilité édictées par l’ENTSO-E (dont c’est pourtant la compétence première !) tout cela pour parvenir à écrire coûte que coûte que : « même avec 87 % d’EnR en Europe continentale en 2050, il serait possible [...] de maintenir en fonctionnement une puissance synchrone suffisante pour assurer la stabilité du réseau ». En ajoutant néanmoins, précaution élémentaire : « Des analyses supplémentaires seraient nécessaires pour approfondir cet aspect du système électrique ».

Cette formulation en deux phases posant deux questions :

* La question de fond, d’abord : « l’affirmation » de l’ADEME (l’usage du conditionnel en atténuant à peine la portée) n’a aucun fondement solide, pour une raison très forte : PERSONNE ne peut actuellement préjuger des résultats des programmes de R&D très importants actuellement en cours, lancés notamment sous forme de collaborations européennes très larges réunissant les meilleurs experts de ces domaines. Sachant que les problèmes à résoudre sont d’une très grande complexité et concernent à la fois les aspects technologiques, sécurité d’alimentation, cybersécurité, économiques, etc.

* Le mode de communication ensuite, qui consiste à présenter un résultat comme étant « pratiquement acquis », ce que le public, les médias et un certain nombre de décideurs politiques retiendront, et ensuite introduire une restriction de précaution a priori normale mais qui n’intéressera pratiquement personne, alors qu’elle est fondamentale, le premier message étant seul retenu...

7) L’analyse des documents a été complétée par un certain nombre de précisions utiles à la compréhension d’ensemble apportées par l’ADEME lors de la réunion de présentation-débat qu’elle a organisée le 1^er Février 2019. La conclusion générale qui s’est dégagée de cette réunion et qui n’apparaissait pas aussi clairement dans le texte de la synthèse a permis de comprendre que l’équilibre au pas horaire des scénarios étudiés par l’ADEME repose quasi-exclusivement sur la FLEXIBILITÉ de tout ce qui n’est pas la PRODUCTION : au lieu que cette dernière s’adapte à la demande comme actuellement, la logique est ici inversée : la consommation est censée s’adapter sans délai aux fluctuations de productions massivement intermittentes et aléatoires, par toutes les flexibilités possibles (de la demande, des stockages/déstockages, des imports/exports, etc.) sachant qu’il ne resterait en 2060 qu’environ une trentaine de GW de moyens pilotables...

Cette approche, issue de modélisations purement théoriques sans ancrage dans les réalités des réseaux d’électricité et de leur fonctionnement, apparait comme extraordinairement fragile car elle implique les contributions simultanées des différents moyens de flexibilité jusqu’à des valeurs colossales de... 60 GW par jour ! L’absence d’un seul de ces moyens ne permettant pas d’atteindre l’équilibre... Elle possède en outre une autre faiblesse majeure : compte tenu des limites de la ressource en biomasse et du coût très élevé des gaz de synthèse, elle est incapable de faire face à une augmentation significative de la consommation, à un coût environnemental et financier soutenable pour la collectivité. Or, une telle augmentation ne peut être exclue compte tenu des très nombreux transferts d’usages souhaitables vers l’électricité. D’un point de vue prospectif, s’engager sur de telles bases serait donc prendre un risque stratégique considérable pour l’avenir du pays, qui ne devrait laisser aucun décideur indifférent.

8) Enfin, le paragraphe conclusif « LIMITES ET PERSPECTIVES » permet à l’ADEME d’étendre à l’ensemble de l’étude le mode de communication dénoncé ci-dessus à propos de la stabilité du réseau : les conclusions sont assorties de limites qui en invalident de facto certaines... Ce qui soulève, venant d’une agence publique chargée de conseiller les ministères, une question déontologique : laisser implicitement entendre que tout serait déjà résolu alors que c’est très loin d’être le cas n’est pas anodin au regard des mauvaises décisions qui pourraient en découler. Sachant que l’enjeu pour le pays est majeur : sa future sécurité d’alimentation. Ce brouillage du message est d’autant plus problématique que cette étude n’apporte AUCUNE plus-value technico-économique réelle pouvant constituer une aide aux décisions stratégiques, compte tenu de son caractère purement théorique, de ses insuffisances, faiblesses, biais, etc. résumés ci-dessus et détaillés ci-après. Ce constat n’étant pas isolé : d’autres analyses critiques, menées de façon totalement indépendante, parviennent à des diagnostics convergents : articles de la SFEN [1] en décembre 2018, de l’économiste Dominique Finon associé au journaliste Sylvestre Huet [2] fin janvier 2019, « Notes de travail » [3] du même économiste à la même période et, last but not least, étude approfondie de l’Académie des Technologies [4] (cf. Références en fin du présent document).

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Le document complet de l'étude de Georges SAPY est téléchargeable au format pdf en suivant le lien :  

Analyse des documents publiés en décembre 2018 par l’ADEME intitulés : TRAJECTOIRES D’ÉVOLUTION DU MIX ÉLECTRIQUE 2020-2060

* SYNTHÈSE DE L’ÉTUDE + Fiches détaillées par scénario (Document ADEME n° 1)

* CAHIER D’HYPOTHÈSES (Document ADEME n° 2)