epi.proteos.info

L'OPECST termine son rapport sur l'avenir sur la filière nucléaire par l'énonciation de 3 scénarios, dont un seul est véritablement décrit en détail (Tome 1 p65 sq). Ce scénario s'appuie massivement sur des énergies renouvelables et des systèmes de stockage de l'électricité, il prévoit une décroissance de l'importance du parc nucléaire, surtout dans la deuxième partie de ce siècle. C'est aussi un scénario qui permet de ne pas augmenter a priori les émissions de CO₂ causées par la production d'électricité et de les éliminer d'ici la fin du siècle. Cependant, il souffre de quelques défauts qui font douter de son réalisme.

Le scénario est principalement décrit par la part d'électricité produite via le nucléaire. Il s'agit plus vraisemblablement de la part de la consommation finale, la présence significative des systèmes de stockage fait que la production totale sera forcément plus élevée qu'aujourd'hui: à la production «primaire» viendra s'ajouter une production «secondaire». À la fin du rapport figure aussi un graphe de la puissance installée de réacteurs nucléaires, le texte comprenant un scénario de remplacement des différentes générations de réacteurs.

L'OPECST prévoit donc que le nucléaire représentera 50% de la production pour 50GW installés en 2050 et 30% de la production pour 30GW installés en 2100. On peut donc évaluer les productions à ces époques, en faisant l'hypothèse que le facteur de charge reste identique à celui d'aujourd'hui, environ 75%. On trouve une production de 660TWh en 2050 et en 2100 contre en gros 550TWh aujourd'hui, ce qui représente une hausse de 0.5%/an entre aujourd'hui et 2050 et une stabilité ensuite. L'OPECST prévoit donc que la production d'électricité sera quasiment stable ces 40 prochaines années et totalement stable après 2050. Comme l'office prend la peine de donner la puissance installée et la trajectoire de remplacement du parc actuel, ce n'est pas juste pour raisonner à production constante. On l'a déjà dit, l'hypothèse de la production et de la consommation stables d'électricité n'est pas raisonnable. La conséquence directe de la stabilité de la production est que l'électricité ne jouera aucun rôle ou presque dans la réduction de la consommation des combustibles fossiles en France. Adieu donc les rêves de grands parcs de voitures électriques, tout devra se faire via des économies de consommation des combustibles fossiles. Ce qui risque, vu qu'il faut les diviser par 4, d'être techniquement impossible et extrêmement impopulaire, car nécessairement accompagné de taxes substantielles.

Le scénario de l'office est entièrement fondé sur la disponibilité des systèmes de stockage, c'en est même une condition de sa validité. L'office fait cependant des hypothèses très optimistes sur l'efficacité du stockage. Il déclare (p67): Avec un taux de charge moyen de 20%, une capacité éolienne de 50GW s’appuyant sur un système de stockage d’énergie pourra alors se substituer à une production de 10 GW en base. Sachant que les centrales — nucléaires — qui tournent en base ont un taux de charge de 75%, cela veut dire que le système combiné éolien + stockage a une efficacité équivalente. L'expérience qu'on a d'ores et déjà de l'éolien montre que le stockage devra subvenir à la consommation finale à hauteur des 2/3. Ce qui veut dire que l'efficacité du cycle de stockage devra être supérieure à 70%: aujourd'hui seul le pompage remplit cette condition et il ne faut pas attendre des miracles de son développement. Ce qui fait que la capacité éolienne à installer est sous-estimée de façon assez large.

Cette stratégie ne fait pas grand chose non plus pour éliminer les émissions de CO₂ causées par la production d'électricité. Pour cela, l'office semble miser sur la biomasse ... qui sera sans doute aussi sollicitée par ailleurs pour remplacer les combustibles fossiles puisque l'électricité ne jouera pas ce rôle. Comme le développement de la biomasse est tout aussi limité, on risque donc de continuer à utiliser des combustibles fossiles pour la pointe, alors que justement, le stockage avait la possibilité de les éliminer.

L'office espère aussi que les subventions aux énergies renouvelables cesseront après 2020. On est en droit d'en douter pour au moins deux raisons. La première, c'est qu'actuellement, ce sont sans doute les meilleurs sites qui sont en train d'être équipés. Les autres sites présentent sans doute un rendement financier inférieur, ce qui sera toujours le cas après 2020. Il y aura alors de fortes chances que le prix des renouvelables sur ces sites soit toujours supérieur aux coûts des autres sources, amenant à devoir prolonger les subventions bien au delà de 2020. C'est ainsi qu'aujourd'hui, à 130€/MWh garantis sur 20 ans, il ne s'est toujours présenté personne pour construire des champs d'éoliennes en mer. L'appel d'offres gouvernemental semble accepter des offres allant au moins jusqu'à 170€/MWh, pour une fin d'installation en 2020. Il est peu probable que ce type d'installations ait rejoint dans 10 ans ne serait-ce que le prix de l'éolien terrestre actuel. La deuxième raison, c'est qu'à cause de leur intermittence voire — pour le solaire photovoltaïque — de leur corrélation inverse à la demande, ces énergies rendent un service inférieur aux sources commandables actuelles. Cela se traduit par la nécessité du stockage. Et si, justement, il doit y avoir des installations de stockage capables d'absorber les surplus des énergies renouvelables, cela voudra dire qu'il y a une situation de surproduction impliquant des prix plus bas que la moyenne. Lors des périodes de forte production, il y a de bonnes chances que les prix de l'électricité soient très bas voire nuls comme mentionné dans l'étude de Pöyry, ce qui grèvera la rentabilité des énergies renouvelables.

De l'autre côté, le scénario de l'office s'efforce de ne pas profiter à plein du potentiel de l'énergie nucléaire. L'EPR de Flamanville paraît ainsi devoir rester un exemplaire unique pendant 15 ans, de façon à bien perdre de l'expérience dans la construction de centrales nucléaires, une cause probable de l'allongement des délais et de l'explosion des coûts. Mais de façon moins anecdotique, l'office ne voit le premier réacteur commercial à neutrons rapides — Gen IV sur le graphe — ouvrir qu'à partir de 2060 et la puissance installée plafonner à 30GW, donnant, avec les stocks actuels d'uranium, 10 000 ans de production possible avec cette filière. Comme l'office propose de continuer à utiliser le nucléaire actuel pendant pratiquement autant de temps qu'il a été utilisé en France, ces stocks ne peuvent qu'augmenter. Le caractère constant de la production d'électricité nucléaire favoriserait aussi l'apparition du stockage, en diminuant la capacité nécessaire des usines et donc les coûts d'investissement.

Pour le dire clairement, l'office semble faire de grands efforts pour trouver un moyen de diminuer la part du nucléaire dans la production d'électricité. Il ignore pour cela les effets sur les autres secteurs de consommation d'énergie qui sont les principaux émetteurs de CO₂ en France. Le discours public insiste beaucoup sur la réduction nécessaire de ces émissions, même si on peut se demander si ce n'est pas pour amuser la galerie. Le scénario prévoit aussi implicitement des investissements supérieurs à ce qu'il pourraient être avec le nucléaire et fait des hypothèses très optimistes sur les coûts, les subventions futures et l'efficacité des systèmes de stockage. Cependant, il prend en compte le temps de développement des différentes technologies et une partie de la contrainte posée par les émissions de CO₂ et la raréfaction des ressources fossiles. C'est ce qui fait que malgré ses défauts, c'est sans doute, jusqu'à présent, le meilleur travail provenant du monde politique sur la question. On peut donc prédire que les politiques énergétiques continueront à se distinguer par leur inefficacité.

Le rapport de l'OPECST consacre une place importante à l'inévitable question de la maîtrise de la consommation d'électricité (Tome 1, p33 sq). Leur développement sur le sujet met en avant la nécessité d'augmenter l'efficacité énergétique et ... la raison pour laquelle l'amélioration de celle-ci n'est jamais suffisante. Cette partie ne contient pas vraiment d'idées nouvelles pour contenir la progression naturelle de la consommation d'énergie. Elle revient sur les diverses évolutions dans le domaine du logement, ce qui donne l'occasion d'un règlement de comptes avec l'administration édictant les normes de construction. Je ne m'attacherai pas à savoir si les reproches de l'office sont justifiés ou si la règlementation sera efficace, mais plutôt à montrer que prévoir une stabilité de la consommation d'électricité n'est pas réaliste.

L'office commence par refuser une stratégie délibérée d’énergie chère pour contraindre à une meilleure maîtrise de la consommation (Tome 1, p34), préférant procéder par le biais de la normalisation. Le fait est que cette normalisation ne s'applique qu'aux équipements ou bâtiments neufs. Pour ce qui est des bâtiments existants, tout dépend de la rentabilité de l'investissement. Dans ce cas, rien n'est plus faux que l'affirmation que l'énergie qu'on ne consomme pas est la moins chère: tout investissement pour diminuer la consommation d'énergie doit être repayé par les économies et le gain de confort dans un laps de temps raisonnable — mettons moins de 10 ans.

Cela dit, la demande en électricité dépend assez faiblement de son prix, car pour bon nombre d'usages, il est impossible d'effectuer une substitution. Cette substitution peut même être indésirable lorsqu'elle s'effectue vers les combustibles fossiles en venant d'une production d'électricité ne rejetant que très peu de CO₂ comme en France. Maintenir un prix relativement peu élevé de l'électricité est une bonne stratégie dans ce cas, même si cela entraîne une consommation supérieure.

Avec le progrès technique et l'élévation du niveau de vie, il est très difficile de contenir la hausse de la consommation d'électricité. À peu près tous les nouveaux objets inventés désormais fonctionnent à l'électricité, ce qui fait que la hausse de la consommation de biens a pour résultat une hausse de la consommation d'électricité. Le progrès technique permet des gains d'efficacité impressionnants via des changements de technologies, mais cela a souvent l'effet global inverse: la consommation d'électricité augmente, car l'usage augmente nettement plus.

Pour prendre un exemple, depuis les années 90, à peu près tous les écrans ont été remplacés. Les tubes cathodiques (CRT) ont laissé la place aux écrans à cristaux liquides (LCD), principalement. Les LCDs, sans être extrêmement efficaces — la dalle transmet moins de 10% de la lumière du backlight —, représentent un progrès en termes d'efficacité énergétique par rapport aux CRTs. Lorsque les 2 technologies étaient encore en compétition, on constatait qu'à diagonale égale, un LCD consommait 2 fois moins qu'un CRT. Cependant, les LCDs sont nettement plus lumineux que les CRTs: pour les moniteurs de bureau, on est passé d'environ 100cd/m² à 250 et pour les téléviseurs de salon d'environ 200 à 550. Comme les dimensions et le poids sont nettement réduits pour les LCDs, les tailles d'écran ont beaucoup augmenté: les TVs vendues atteignent souvent les 40 pouces de diagonale contre une vingtaine auparavant, ce qui représente une multiplication par 4 de la surface ce qui fait plus qu'annihiler les gains d'efficacité. Le nombre d'écrans a aussi fortement augmenté avec la généralisation des ordinateurs. Bref, bien loin de provoquer une baisse de la consommation électrique, l'introduction des LCDs a créé de nouveaux usages, ce qui s'est sans nul doute traduit par une hausse conséquente de la consommation électrique — et aussi de la pointe du soir.

C'est ainsi que le rapport note (Tome 1 p40) que tous les gains d’efficacité énergétique réalisés sur l’électroménager et l’éclairage depuis 1995 auraient été annulés par l’augmentation de la consommation des TIC ; rien que la consommation électrique de l’audiovisuel a augmenté de plus de 78 % en dix ans. Le bilan électrique 2011 de RTE porte les traces de cela, on y voit une hausse inexorable de la consommation par les particuliers, artisans et autres PME, tandis que la consommation des grandes industries baisse, principalement sous l'effet de la crise économique. Pour contrer cela, la piste avancée par le rapport est celle des politiques qui n'y peuvent rien, l'appel à la modification des programmes scolaires (p41): Il serait indispensable d’introduire dans les cursus scolaires un apprentissage sur le rôle de l’énergie et de l’électricité dans notre sociéte.

Il est aussi clair que la plupart des moyens qui permettent de se passer de combustibles fossiles ne sont utilisables que via l'électricité. Il est difficile de penser utiliser la force du vent autrement que par ce biais. De même, si on doit recourir à des carburants synthétiques ou stocker l'électricité de façon nettement plus extensive, la production d'électricité ne pourra qu'augmenter, et ce dans des proportions importantes.

Pour conclure, on voit là qu'il n'est pas raisonnable de prévoir que la consommation d'électricité restera stable à moyen ou même long terme. Si cela donne un cadre agréable de réflexion en laissant des point de repères fixes, il faut bien comprendre qu'une mise à l'échelle est indispensable. Ce n'est pas tant que les efforts d'économies d'énergie soient inefficaces: devant l'ampleur des investissements à réaliser, vouloir freiner la hausse est nécessaire. Mais les désirs de continuer à élever notre niveau de vie, de profiter des nouvelles technologies et de nous passer de combustibles fossiles pointent en fait tous dans la même direction: une hausse importante de la consommation — et donc de la production — d'électricité.

L'OPECST a rendu en décembre dernier un rapport — en 2 tomes— sur l'avenir de la filière nucléaire et plus généralement la génération d'électricité en France. Le premier tome présente ce que retient l'office des auditions et de ses déplacements, ainsi que sa conclusion sur le futur de la production d'électricité en France. Le deuxième tome compile l'ensemble des auditions menées. Ce rapport est l'occasion de passer en revue un certain nombre de sujets qui ont été évoqués lors des auditions de l'office et aussi de donner mon avis sur les conclusions de ce rapport.

Actuellement, il est difficile de stocker de l'électricité dans des quantités significatives ou dans un laps de temps dépassant quelques secondes. On est donc obligé de passer par des intermédiaires. Actuellement, seul le stockage dans des lacs de barrage remplit un rôle significatif dans la production d'électricité. Son utilisation requiert la présence de montagnes pour un usage le plus performant, et il existe une limite à l'acceptabilité des lacs de barrage, la montagne étant aussi habitée et fréquentée par des êtres humains, souhaitant voir aussi des vallées non noyées par des lacs. La montée en puissance de l'éolien et du solaire, moyens intermittents et hors de notre contrôle de production d'électricité, renforce la tentation de trouver des moyens de stocker cette énergie. Sans ces moyens de stockage, le complément est amené à être assuré, pour des raisons essentiellement économiques, par des énergies fossiles qu'il s'agit justement d'éviter d'utiliser.

Le rapport de l'OPECST aborde deux moyens: l'hydro-électricité et le stockage «chimique».

L'hydraulique

Comme produire de l'électricité à partir de lacs de barrage est une des formes les moins technologiquement avancées et les moins chères, la plupart des sites intéressants pour y installer des barrages sont occupés. Ceux qui sont libres ont un intérêt touristique et il est aussi légitime que les habitants souhaitent conserver une partie des vallées sans lac. En Europe, il existe peut-être encore des possibilités en Suisse et en Autriche, mais cela ne suffira pas face aux perspectives de développement des énergies renouvelables intermittentes. En France, sur 12GW de puissance pour l'ensemble des lacs de barrage, seuls environ 5GW sont disponibles pour le pompage.

Le stockage dans les barrages se base sur la gravité, les rendements sont bons, supérieurs à 70% sur l'aller-retour. L'énergie stockée est égale au produit de trois termes: l'accélération de la pesanteur, la masse d'eau stockée et la hauteur de chute. C'est pourquoi les sites montagneux sont les plus intéressants, on arrive à y créer des installations où la hauteur de chute vaut environ 1000m et où les volumes d'eau stockés dans la retenue peuvent dépasser la centaine de millions de m³. Dans le cas des stations de pompage, il faut en plus disposer d'une deuxième retenue en contrebas. Elle est souvent de capacité bien inférieure, de l'ordre de 10 fois moins, ce qui limite l'usage du stockage. Par exemple, le barrage de Grand'Maison a une retenue supérieure de 130M de m³, une hauteur de chute de 925m et une retenue inférieure de 14M de m³, ce qui limite le stockage à environ 37GWh.

Comme tous les sites de montagne sont équipés, on se tourne vers les sites marins, là où il y a des falaises. Un prototype a été construit sur l'île d'Okinawa. Le rapport reprend cette idée — tome 1 p58 sq , tome 2 p171 sq — avec un projet qu'a EDF à la Guadeloupe de construire une centrale du même genre. Le représentant d'EDF a donc présenté une centrale de 50MW, avec une capacité de 20h de fonctionnement continu — soit 1GWh — et une hauteur de chute de 50m. Ce qui veut dire que la retenue supérieure a une contenance d'environ 7M de m³, soit un lac de 35ha et profond de 20m ... le tout au sommet d'une falaise de 50m. Cette usine ne passera pas complètement inaperçue.

Le représentant d'EDF indique aussi qu'on pourrait installer 5GW de la sorte sur les côtes françaises (T2 p183), ce qui ferait donc une centaine d'usines. Le rapport est assez enthousiaste, puisqu'il déclare que les STEP marines constitueront une solution particulièrement bien adaptée pour la stabilisation de l’électricité produite par les parcs d’éoliennes offshore (T1 p59). Cependant, il y a quelques raisons de penser que les attentes seront déçues. Il n'existe ainsi aucun site équipable entre Quiberon et l'embouchure de l'Adour, ni de Perpignan à l'embouchure du Rhône. C'est assez gênant pour la stabilisation de la production des parcs offshores au large de l'embouchure de la Loire, l'appel d'offre gouvernemental y prévoyant déjà jusqu'à 750MW. Ensuite, les falaises sont souvent des espaces protégés et/ou fréquentés assidûment par les touristes. On peut ainsi citer le cap Fréhel, Étretat, le cap Fagnet ou le cap Blanc-Nez. Le problème n'est pas tant que d'arriver à en implanter quelques-unes, mais d'en implanter plusieurs dizaines. Ce qui fait qu'au lieu des 5GW vus par le représentant d'EDF, on aura sans doute 5 fois moins, alors que rien que pour le premier appel d'offre d'éolien en mer, il est prévu entre 2 et 3GW et que l'objectif d'ici 2020 est de 6GW.

La chimie et les carburants synthétiques

Le grand succès des combustibles fossiles tient à leur densité d'énergie qu'on peut dégager par combustion combinée à leur stabilité chimique par ailleurs. Par exemple, le méthane a un pouvoir calorifique d'environ 15kWh/kg, les carburants classiques donnant des résultats comparables. La plupart des carburants classiques se trouvant sous forme liquide, ils ne forment immédiatement pas des mélanges détonants, ils ne sont pas outrancièrement toxiques. Leur origine est la végétation préhistorique; le pétrole et le charbon mettent quelques centaines de millions d'années à se former. Dans l'optique de se débarrasser des combustibles fossiles, trouver des remplaçants ou de nouvelles façon de les fabriquer est donc extrêmement tentant et intéressant.

Certes, le rendement qu'on peut attendre d'une combustion est inférieur à ce qu'on peut attendre d'une technique comme les barrages, mais on gagne très nettement en compacité. Cela dit les CCGT atteignent des rendements de 60%. Leur forte puissance et leur coût raisonnable leur permettra d'être le moyen privilégié de production d’électricité à partir de la combustion de gaz. Dans le secteur des transports, les rendements peuvent monter jusqu'à 50%, mais le rendement moyen pour une voiture est plutôt de l'ordre de 20%. Là des piles à combustible et des batteries pourraient remplacer les moteurs à explosion, mais ces deux solutions ont leurs propres problèmes: coût très élevés et limites posées par les gisements de minerais.

Tous les procédés ayant en vue la fabrication de carburants synthétiques se basent sur la capture du CO₂ ou la création d’hydrogène. Le cas présenté à l'office repose sur les 2, de façon à absorber les excès de production d'électricité. Pour l'occasion, un représentant d'Areva, entreprise qui voit sans doute là l'occasion de se diversifier dans une activité avec de moindre risques politiques, vient présenter les travaux d'un GIE formé avec des spécialistes des gaz, Air Liquide et GDF-Suez (T1 p59 sq, T2 p173 sq). La marche suivie serait de capturer le CO₂ actuellement émis par les cimenteries puis de le transformer en méthane, puis en diméthyl-éther ou en éthanol. Il déroule une démonstration qu'il ruine à la fin en révélant que les prix donnés sont basés sur un rendement du capital ridiculement bas.

Le scénario d'usage a aussi de graves faiblesses: si on se base sur la capture de CO₂ par les usines pour fabriquer les carburants synthétiques, la consommation de combustibles fossiles sera diminuée mais non éliminée. D'une part, parce que la capture du CO₂ ne sera pas parfaite. D'autre part, l'utilisation par les automobiles des carburants synthétiques amène à ouvrir le cycle et à devoir se réapprovisionner en composés concentrés en carbone, c'est-à-dire en fait en combustibles fossiles. Il paraît en effet peu probable que capter le CO₂ atmosphérique soit viable, étant donné qu'il ne représente que moins de 0.05% en volume de l'atmosphère. On pourrait penser se baser sur des composés azotés, mais ils sont tous toxiques ou instables. Créer de grandes quantités d'hydrogène nécessite aussi de grandes quantités d'eau, créant une compétition pour son usage et incitant à placer les usines en bord de mer, en compétition avec de nombreuses activités économiques.

Tous ces procédés consomment de l'énergie, d'abord pour créer de l'hydrogène. L'électrolyse est un procédé bien maîtrisé, les rendements sont de l'ordre de 80% (exemple). Le problème de l'hydrogène est que c'est un gaz très difficile à liquéfier et finalement peu énergétique par unité de volume. Il faut donc consommer relativement beaucoup d'énergie pour le stocker soit pour le transformer en autre chose (comme du méthane). Si on admet que ces opérations supplémentaires ont un rendement total de 80%, et que le gaz est brûlé dans une centrale à cycle combiné, le rendement global atteint environ 40%, ce qui n'est pas terrible.

Quelles conséquences?

Il est intéressant de faire quelques calculs pour voir ce que donnent les procédés de stockage dans le cas où on voudrait se passer totalement de combustibles fossiles et se baser sur différents modes de production «primaire» — c'est-à-dire avant stockage — d'électricité. Les cas donnés ci-dessous sont simplifiés à l'extrême et amplifient les besoins de stockage. Je pense qu'ils donnent tout de même quelques informations intéressantes.

Commençons d'abord par supposer qu'on puisse, malgré les difficultés, se baser uniquement sur un stockage d'efficacité égale à 40% et que la production d'électricité «primaire» soit constante dans le temps avec des installation qui ont un facteur de charge de 70%. La consommation finale, elle, connaît deux états, un où la consommation vaut 30GW, l'autre où elle est de 90GW pour une moyenne de 60GW. Cela correspond à une consommation de 525TWh, 10% plus élevée que celle de la France. On trouve que la puissance «primaire» installée est d'environ 100GW, ce qui est une augmentation conséquente par rapport au cas français, où, en cumulant nucléaire et barrages au fil de l'eau, la puissance primaire installée ne produisant pas de CO₂ est d'environ 70GW. Elle reste cependant raisonnable. Les capacités pour le stockage le sont moins, puisqu'il faut les usines absorbent 40GW. Cela dit, le modèle à deux états ne correspond pas à la réalité, où la consommation reste en fait proche de 60GW une bonne partie de l'année, sauf au mois d'août et dans les périodes les plus froides de l'hiver. On bénéficie aussi d'un stockage «gratuit» avec les lacs de barrage qui se remplissent en grande partie grâce aux précipitations. Mais on peut voir que les coûts induits par une technique de stockage peu efficace ne sont pas mineurs, ce qui explique qu'on se soit limité à la solution efficace, le pompage, et encore dans des proportions de l'ordre de 1% de la production totale. Le complément est assuré par les centrales thermiques à combustibles fossiles.

Si on se tourne maintenant vers un moyen de production intermittent dont le facteur de charge moyen est de 25% mais dont la production évolue entre deux états, un où la production est de 70% de la capacité installée et l'autre où il n'y a pas de production. La consommation finale est estimée fixée à 60GW. Avec un rendement du stockage de 40%, les puissances à installer sont extraordinaires: plus de 400GW de capacité primaire, les installations de stockage doivent être capables d'absorber plus de 200GW, etc. Bien sûr, c'est une représentation caricaturale des énergies renouvelables intermittentes, mais il reste certain que ce type de source primaire entraîne plus de besoins de stockage et plus de besoins de production primaire, dans des proportions importantes.

Le dernier point à prendre en considération est que les installations de stockage doivent fonctionner à l'envers de l'économie en général: la nuit et en plein été car la moindre consommation à ces moments rend plus probable qu'on y ait des surplus d'énergie. Cela posera sans doute des problèmes sociaux si cette industrie est amenée à prendre une grande ampleur.

Pour conclure, avec les rendements des moyens actuels de stockage, il est illusoire de vouloir se passer de combustibles fossiles. Même si la recherche permettait de découvrir des moyens plus efficaces et plus faciles à généraliser, l'OPECST ne voit pas de déploiement à grande échelle avant une vingtaine d'années et on ne peut que lui donner raison. Le problème de la source primaire se pose aussi: une source intermittente et fatale oblige à prévoir plus d'investissements pour le stockage, car en plus de devoir faire à face aux variations de demande, il faut faire face aux variations de production. Les coûts pour les consommateurs sont donc nettement plus élevés, ce qui amène à douter de la compétitivité de systèmes basés sur de l'éolien et du solaire photovoltaïque, soutenus par des systèmes de stockage. La tentation sera grande de se reposer sur les stocks légués par le passé: les combustibles fossiles.