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Vendredi dernier, François Hollande a annoncé son objectif de voir la consommation finale d'énergie — celle payée par le consommateur final — divisée par 2 d'ici 2050. Je suis fort sceptique que cet objectif puisse être réalisé et certain qu'il est néfaste, ce qui ne doit pas surprendre mes lecteurs réguliers.

Pour bien comprendre à quel point cet objectif est irréaliste, il faut se rappeler que, dans le scénario central du gouvernement allemand, il n'est prévu qu'une baisse de 40% (tableau 1 p7). À ceci, il faut ajouter que la population est attendue en baisse d'un peu plus de 10% (tableau 2-2, p80); en conséquence, la baisse de consommation d'énergie finale par habitant est d'environ 1/3. En France, il est communément admis que la population augmentera d'environ 10% d'ici 2050, l'objectif présidentiel se traduit par une baisse de 55% de la consommation par habitant. L'Allemagne a décidé de s'embarquer vers un modèle où l'essentiel de son énergie proviendrait de sources renouvelables et a exclu de recourir au nucléaire, ce qui limite les quantités disponibles — quoique 15% d'importations d'électricité soient par exemple prévues. Cette simple comparaison devrait amener à avoir des doutes sérieux sur l'éventuelle réflexion qui a précédé cette annonce, ou alors sur les scénarios allemands.

Les sources ne sont pas bien difficiles à trouver, le fameux débat, dont on a dit pis que pendre ici-même, fournit tout de même quelques documents dont un résumant les scénarios considérés. On y voit p8 la liste des scénarios qui correspondraient plus ou moins à l'objectif présidentiel, leurs supporters rassemblent essentiellement des associations écologistes, l'ADEME, ainsi que le gestionnaire du réseau de gaz — point qui peut étonner quand on sait qu'il doit être question de réduire les émissions de gaz à effet de serre. Le groupe de scénarios "Sobriété" est représenté entre autres par le scénario négaWatt où il s'agit d'abord d'être contre le nucléaire et de tout faire pour l'éviter. (On peut lire ma critique de scénario,celle de Sauvons le Climat, ainsi qu'une critique de la partie «biomasse»). Le groupe de scénarios "Efficacité" compte notamment l'ADEME (critique personnelle & celle de Sauvons le Climat, publiées avant que les documents complets ne soient rendus publics). Ces scénarios ont pour caractéristiques communes une contrainte importante placées sur les citoyens: impossible de se déplacer comme on le souhaite, le secteur des transport est soumis à des limitations draconiennes pour quelqu'un vivant en 2013. Des hypothèses bizarres sont faites, ainsi point de développement des deux-roues à moteur pour l'ADEME d'ici à 2030, alors qu'avec la forte hausse du prix du pétrole, ils s'étaient quelque peu développés. Il n'y a pas d'étalement urbain, la surface habitable par habitant est constante — elle a augmentée d'un tiers entre 1984 et 2006 (p129) —, ce qui implique un zonage très strict et des problèmes pour les jeunes générations, les vieux ayant tendance à rester dans leurs grands logements une fois les enfants partis. Bref, les prix élevés de l'immobilier sont garantis dans ce type de scénario. On mange aussi suivant les préconisations de la FAO, c'est à dire nettement moins de viande et plus de petits pois. Dans le même esprit, le système électrique est équilibré de façon quasi-magique en utilisant de fortes doses de sources fatales intermittentes. Il semble ainsi que la manip' qui permet au système électrique d'être équilibré dans le scénario de l'ADEME, c'est qu'un filtre passe-bas limite les fluctuations de l'éolien en mer (p206 du document technique de l'ADEME). On peut dire que c'est un cocktail détonnant d'ingénierie sociale et d'hypothèses audacieuses sur les sources mobilisables, dont rien ne dit que les citoyens et les entreprises les acceptent et les mettent en œuvre.

Pour donner une idée de la contrainte à placer sur la consommation d'énergie, on peut se tourner à nouveau vers l'Allemagne. Comme on le sait, les prix de l'électricité pour les petits consommateurs ont fortement augmenté sous l'effet de l'introduction de la Stromsteuer et de l'explosion de la taxe «renouvelables». Ils sont passés de 14 cents/kWh en 2000 à 26 cents/kWh en 2012 (source: BDEW, p41), soit presque une multiplication par 2. Dans le même temps, la consommation d'électricité par les ménages et le secteur tertiaire, impactés de plein fouet par la hausse des prix, a augmenté de 7% (Source: AG Energiebilanzen p30). En France, les prix sont passés de 12 à 14 cents/kWh et la consommation a augmenté de 25% pour un périmètre comparable. On voit que la consommation d'électricité ne répond que faiblement aux hausses de prix, par ailleurs tous les nouveaux objets ou presque en utilisent. Or, la production d'électricité est fortement contrainte dans les scénarios préférés du Président Hollande. Un rationnement n'est donc pas à exclure.

On pourrait penser que, comme ces déclarations portent sur un terme éloigné où François Hollande aura 96 ans, ces déclarations n'engagent à rien. Malheureusement, elles ont probablement une importance certaine, au contraire. Estimer que la consommation finale va baisser de 50% d'ici 2050 a des conséquences sur les investissements à faire aujourd'hui: pas besoin de capacité électrique pilotable supplémentaire, par exemple. Or, il s'avère que si la croissance repartait, il est fort possible selon RTE qu'on ne puisse éviter un black-out lors des hivers 2016 et 2017. Il faut aussi prendre en compte le fait que construire des centrales électriques, des lignes haute tension, des réseaux de chaleur, tout cela prend du temps et de plus en plus, à cause des consultations qui ne cessent de s'allonger pour les projets d'infrastructure. Si le gouvernement, forcément impliqué dans ces décisions, sous-estime gravement la demande, une pénurie est inévitable car le temps manquera pour construire les infrastructures nécessaires. En fait, estimer que ces déclarations n'ont aucune importance, c'est penser que les transitions énergétiques sont rapides et qu'on peut facilement changer de direction à tout moment. Rien n'est plus faux: historiquement, les nouvelles sources d'énergies ne se sont imposées que lentement, sur plusieurs décennies. Des pays de taille raisonnable comme la France peuvent aller plus vite, mais cette prégnance du long terme reste: dans le secteur électrique, la construction du parc nucléaire qui domine la production d'électricité a été décidée il y a maintenant 40 ans, sa réalisation a pris 20 ans pour l'essentiel. Il en va de même pour le chauffage: de nombreuses maisons restent chauffées au fioul alors que ce dernier n'est plus compétitif au vu des cours actuels, les chaudières gaz à veilleuse sont restées longtemps sur le marché — et sont sans doute toujours en usage — alors que celles à allumage électronique sont plus économiques au total. Il est donc sans doute de bon ton de prévoir une marge sur la consommation d'énergie: il est tout de même nettement plus simple de s'abstenir de construire quelque chose dont on n'a finalement pas besoin que de s'agiter en toute hâte parce qu'une pénurie s'est révélée.

De même, se reposer sur des technologies n'ayant aucune application actuellement, même sous la forme de prototypes est dangereux. Ces installations sont très populaires car parées de toutes les vertus, elles bénéficient en quelque sorte de la prime au rêve: ces installations ont pour principal avantage que personne ne les a vues en vrai ni n'a payé pour. On trouve dans ce genre d'infrastructure le stockage de l'électricité ou, dans un autre registre, les réacteurs au thorium. Il apparaît ainsi que le stockage le plus facile de l'électricité peut se faire via la production de chaleur, aussi connue sous le nom de chauffage électrique. Il semble que malheureusement, l'intersection de l'ensemble des supporters des énergies intermittentes et des supporters du chauffage électrique est vide. Même pour les installations qui n'existent qu'à l'état de prototypes ou connaissant un fort développement, rien n'assure qu'on pourra les déployer à plus grande échelle. Des limites fortes existent aussi pour les énergies renouvelables. Par exemple, 40% du maïs américain et 14% du soja servent à produire de l'éthanol pour une proportion dans l'essence aux USA de 10% seulement. En Allemagne, les cultures destinées à l'énergie représentent déjà 17% de la surface agricole utile. De l'autre côté, le 21e siècle a surtout vu le retour du charbon comme source importante d'énergie, y compris en Europe. Cela veut dire qu'il vaut mieux partir pour diminuer les émissions de CO₂ avec des technologies qui ont déjà fait en grande partie leurs preuves (nucléaire, réduction de la consommation des moteur automobiles…) et qui ont encore une grande marge de progression, quitte à intégrer les nouveautés par la suite, plutôt que de faire le pari de l'apparition d'une technologie miracle.

Au fond, il me semble que cette déclaration confirme que les mauvais traits de la politique énergétique de François Hollande que je craignais dès l'hiver 2011. Il fait des déclarations, en partie pour faire plaisir à ses alliés écologistes, en partie parce qu'il a été convaincu, mais leur réalisation concrète est hautement improbable: l'effort à réaliser est inouï. Un effort comparable à celui de l'Allemagne correspondrait, compte tenu des évolutions démographique, à une baisse limitée à 20% de la consommation d'énergie finale, ce qui correspond aux scénarios écartés. Appliquée telle qu'annoncée, la politique ne laisse aucune marge de manœuvre, sauf à prévoir de rater la cible en termes d'émission de CO₂. Il se trouve qu'on ne peut pas non plus écarter ces déclarations d'un revers de main, car l'approvisionnement en énergie de la France de 2050 se décide en partie aujourd'hui.

Après avoir regardé la situation présente du chauffage électrique en France, qui n'a rien d'une horreur écologique, au contraire, je vais me tourner vers la question de l'avenir. En effet, si la situation présente est bonne, c'est largement dû aux politiques menées par le passé, parfois très lointain comme quand il s'est agi de construire des barrages. La question de savoir si ajouter encore du chauffage électrique est la chose à faire, notamment en ce qui concerne les émissions de CO₂.

Quid du futur?

Si pour l'eau chaude sanitaire, il reste sans doute de la place la nuit pour que le bilan carbone soit largement positif, pour le chauffage électrique la situation est différente puisque tout le potentiel nucléaire et hydraulique installés sont utilisés en hiver. On a pu aussi constater que la construction de centrales nucléaires n'est plus tout à fait une spécialité locale. Pour arriver à faire un bilan des émissions probables en cas de hausse de consommation via le chauffage électrique, il faut faire quelques hypothèses sur les moyens de production qui vont servir pour la couvrir.

Une autre étude de l'ADEME s'est essayée à cet exercice, pour conclure à un contenu marginal en CO₂ de 500 à 600g/kWh. Cependant, cette étude faisait l'hypothèse que l'électricité circule sans contrainte sur tout le réseau européen, hypothèse qui est grossièrement fausse. Si c'était vraiment le cas, EDF aurait tout intérêt à augmenter la disponibilité de son parc nucléaire de façon importante en été. EDF n'aurait aussi aucune raison d'arrêter ses centrales nucléaires pendant les vacances de Noël lorsque le vent souffle. C'est pourtant ce qu'on a constaté pas plus tard que pour les congés de fin 2012. Comme la construction de lignes THT prend énormément de temps et fait partie des projets d'infrastructures les plus impopulaires, il est en fait plus réaliste de faire l'hypothèse que toute consommation supplémentaire sera couverte par de nouveaux moyens construits en France.

Il semble que la situation sur d'éventuels moyens de production supplémentaires soit la suivante:

• L'éolien et le photovoltaïque sont subventionnés et la puissance installée augmente de ce fait. Pour d'évidentes raisons, le photovoltaïque ne sert à rien pour le chauffage.
• Pas de centrale nucléaire nouvelle à l'horizon. Le charbon et le fioul semblent, en France, se diriger vers la sortie suite à des directives européennes.
• Le gaz est le moyen de production fossile de choix, appelé pour couvrir ce qu'on ne veut pas ou ne peut pas couvrir avec le reste.

Pour les besoins de cette estimation, je fais l'hypothèse que le surcroît de production serait couvert par entre un tiers et un quart d'éolien et le reste de gaz. L'éolien ne peut pas tout couvrir du fait de son intermittence. Cela conduit à des émissions pour tout kWh de chauffage supplémentaire comprises entre 240g et 270g: le gaz est compté comme émettant 360g/kWh. Pour être équivalent à un chauffage au gaz en termes d'émissions de CO₂, il faudrait alors que la consommation finale d'électricité pour le chauffage soit limitée entre 75 et 80% de celle d'un logement au gaz. Comme en France, il existe un rapport moyen de 2.58 entre l'énergie primaire et finale pour l'électricité, cela correspond à une limite en énergie primaire quasiment 2 fois plus élevée pour l'électricité.

C'était en gros la logique qui prévalait avant le changement de réglementation thermique de 2012. Par exemple, la réglementation de 2005 prévoyait les limites suivantes: Il s'avère que la RT2005 s'est révélée très favorable au chauffage électrique puisqu'entre 2006 et 2008 plus de 70% des logements construits étaient dotés d'un chauffage électrique (cf Bilan prévisionnel 2012 de RTE, p9). La situation s'est depuis inversée avec la RT2012 qui prévoit une limite uniforme en énergie primaire quelque soit le type d'énergie mais variable selon les zones géographiques.

L'expérience de la période 2006-2008 semble donc montrer qu'il est possible que l'électricité soit économiquement compétitive même si on veut qu'elle n'émette pas plus de CO₂ au m² que le gaz. Le coût modique des radiateurs permet de dépenser plus en isolation. Le problème principal est en fait d'éviter le charbon dans la production d'électricité, or il n'est plus question de construire de nouvelles centrales au charbon en France, mais bien de fermer les plus vieilles, construites dans les années 60 et 70.

Le miracle de la pompe à chaleur

Comme mentionné plus haut, la RT2012 a mis fin à la domination du chauffage électrique dans le neuf, pour le moment du moins. Avec le ratio primaire/final de 2.58 pour l'électricité, il suffirait à une centrale au gaz d'avoir un rendement d'environ 45% pour que le chauffage électrique par effet joule soit plus efficace en termes d'émissions de CO₂ qu'un chauffage utilisant une chaudière murale. Or, il s'avère que les centrales au gaz peuvent atteindre des rendements de 60%, le coefficient d'émissions de RTE suppose d'ailleurs un rendement de l'ordre de 55%. Le problème c'est qu'au bout d'un moment, il devient plus rentable d'installer une chaudière murale et le circuit d'eau chaude qui va avec que d'isoler encore plus, à supposer que ce soit encore possible.

Une autre question qui peut se poser est peut-on émettre moins de CO₂ en se chauffant uniquement à l'électricité, à isolation comparable à un chauffage au gaz, mais en brûlant uniquement du gaz pour produire d'électricité? Encore une fois, la réponse est oui, en utilisant une pompe à chaleur. On s'aperçoit bien qu'avec les conditions données dans la question, il est impossible d'y arriver en dissipant l'énergie électrique dans un radiateur par effet joule: le second principe de la thermodynamique et les réalités de construction imposent au rendement d'une centrale au gaz d'être bien inférieur à 100%. Mais ce même principe n'empêche pas la réalisation d'une machine thermique qui permettrait de prendre de la chaleur dans un milieu «froid» pour la mettre dans un milieu «chaud».

C'est l'idée de base de la pompe à chaleur, dont tout le monde ou presque possède un exemplaire sous la forme d'un réfrigérateur. Le principe est en général le suivant:

1. on fait s'évaporer un liquide, le fluide calorifique, dans un milieu «froid», ce qui a pour effet de transférer de la chaleur de ce milieu froid vers le liquide puisqu'il faut fournir de l'énergie pour vaporiser un liquide.
2. on compresse le gaz obtenu, ce qui le chauffe aussi. C'est le moment où on a besoin d'énergie mécanique, apportée en général par l'électricité. Ce compresseur permet aussi de faire circuler le fluide calorifique dans le système, sans quoi il ne se passerait rapidement plus rien.
3. au contact du milieu «chaud», le gaz se condense. C'est possible car même si la température du milieu chaud qui entoure le gaz (le tuyau qui le contient en fait) est plus élevée que celle du milieu froid, la pression est maintenant plus élevée. Cette fois-ci, le gaz transfère de l'énergie au milieu environnant.
4. le liquide va ensuite dans un détendeur, ce qui a pour effet de refroidir le liquide en même temps que sa pression chute. Le cycle peut recommencer.

La pompe à chaleur doit disposer de fluides calorifiques pour fonctionner de façon pratique, avec des changements d'états judicieusement placés en température et en pression. L'avantage principal de la pompe est qu'on peut extraire de l'énergie d'un milieu déjà froid — ce qui permet la réfrigération — pour la mettre dans un milieu déjà chaud — ce qui permet un effet de levier pour le chauffage. Cet effet de levier est appelé le coefficient de performance ou COP pour reprendre l'acronyme anglais.

Une chaudière murale à condensation a un rendement d'environ 110% PCI — GDF n'oublie pas ce fait et facture en conséquence des kWh PCS qui incluent en sus la chaleur de condensation de l'eau créée par la combustion du gaz! —, ce qui veut dire qu'un système centrale gaz plus pompe à chaleur devient plus performant en termes d'émissions de CO₂ qu'une chaudière si le COP est supérieur à 2 en moyenne sur l'année.

L'office fédéral de l'énergie suisse a publié une note de questions-réponses en collaboration avec le lobby des pompes à chaleur local. En Suisse, les pompes à chaleur sont devenues populaires ces dernières années, si on en croit les statistiques sur le sujet: la part de marché atteint presque 10%. Il ressort notamment du document de l'OFEN le tableau suivant (p7): On voit que le COP de 2 est dépassé de façon large pour les nouvelles constructions dans tous les cas et de façon un peu moins nette pour les rénovations. On note aussi que des COP de 4 sont dans l'ordre des choses avec des pompes à chaleur basés sur un système géothermique, où on récupère la chaleur du sol via une circulation d'eau. Le système centrale à gaz et pompe à chaleur est alors 2 fois meilleur en termes d'émissions de CO₂ — et donc de consommation de gaz — que la chaudière murale.

Des esprits chagrins me rappelleraient sans nul doute qu'on peut aussi faire tourner une pompe à chaleur avec du gaz. Mais on s'aperçoit vite que plus on produit d'énergie dite mécanique, plus le système est efficace car c'est là que la pompe à chaleur fournit le plus d'énergie. Or, les moteurs classiques on un rendement de l'ordre de 30%, la moitié du rendement d'une bonne centrale au gaz. Lorsque le COP atteint 4, une production d'électricité seule suffit alors à garder l'avantage — sachant qu'on peut aussi faire de la cogénération.

Évidemment, le gaz n'est pas le seul moyen de produire de l'électricité. Si on y ajoute de l'éolien — à la mode en ce moment —, du nucléaire — nettement moins à la mode — et de l'hydraulique, mais qu'on exclut le charbon, le tableau devient totalement en faveur de l'électricité. Les petits calculs ci-dessus s'appliquent d'ailleurs très bien au biogaz qui est avant tout … du méthane, comme le gaz naturel. Bref, les pompes à chaleur sont sans conteste le meilleur moyen de limiter les émissions de CO₂. Ce n'est pas pour rien que dans un scénario allemand 100% renouvelable, pour compléter des éoliennes au facteur de charge surgonflé, le chauffage des habitations ne s'effectue uniquement à l'aide de pompes à chaleur et que rien ne provient de chaudières murales (p23).

Le problème de genre de système réside dans les coûts d'investissement et de fonctionnement. Contrairement à une chaudière murale reliée au réseau de gaz, les coûts d'investissements dans une pompe à chaleur et le réseau électrique sont nettement plus élevés. Et il faut en plus payer les salariés qui s'occupent de faire fonctionner la centrale. Pour répondre à une demande très saisonnière, une installation qui ne demande que peu d'entretien et fonctionne «toute seule» présente des avantages économiques certains.

Conclusion

Il semble donc bien que, contrairement à ce qu'assènent souvent les écologistes, le chauffage à l'électricité soit celui qui préserve le plus notre environnement. En France, la politique passée a fait qu'il existe un parc nucléaire important, doublé d'un parc hydro-électrique. Cela a rendu le chauffage électrique à simples radiateurs efficace sur le plan des émissions de CO₂ grâce à une combinaison avec une isolation renforcée. Les dernières réglementations thermiques interdisent de fait cet arbitrage en plaçant la barre trop haut: il devient financièrement plus intéressant d'utiliser une chaudière à gaz. Cela montre l'inanité d'une réglementation qui se base uniquement sur l'énergie primaire: en voulant minimiser les consommation d'énergie primaire, on n'atteint pas forcément le minimum d'émissions de CO₂. C'est logique: si on veut minimiser les émissions de CO₂, il faut libeller les normes en termes d'émissions de gaz à effet de serre.

C'est d'autant plus dommage que les pompes à chaleur — qui fonctionnent principalement à l'électricité — sont de fait le mode de chauffage qui est le plus prometteur. Cependant, il est à craindre que des réglementations se basant uniquement sur les consommations d'énergie primaire ne permettent pas leur développement. Des calculs d'ordre de grandeur se basant sur les technologies actuelles montrent pourtant qu'en combinant les pompes à chaleur avec les modes de génération de l'électricité qu'on peut raisonnablement envisager de construire en France, le nucléaire, le gaz et l'éolien, on obtient ce qui est sans doute une façon de se chauffer qu'on peut à la fois déployer à grande échelle et compter parmi les plus bénignes pour le climat. On ne peut que se demander pourquoi la réglementation n'encourage pas plus ce qui est d'ores et déjà la 4e source d'énergie renouvelable en France.

En décembre dernier, EDF a annoncé que l'EPR en construction actuellement à Flamanville coûterait encore plus cher que précédemment estimé, avec un coût prévu de 8G€ (en euros de 2007) soit environ 8.5G€ en euros de 2012 (c'est-à-dire en prenant en compte l'inflation). Cette annonce a suscité une révision des estimations de coûts du courant produit, comme celle de Bernard Laponche, de Global Chance, qui donne une fourchette de 100 à 120€/MWh. Cette estimation sert depuis au Monde de référence à confronter aux déclarations des politiques.

Cependant, ce genre de calculs est notoirement dépendant des hypothèses prises. Souvent ces estimations se servent de conventions, qui ne sont pas forcément réalisées ou qui mènent à des conséquences surprenantes. À partir du rapport de la Cour des Comptes de l'an dernier, on peut essayer de se faire une idée de ce que recouvrent ces estimations.

Les coûts d'exploitation

Dans son rapport, la Cour donne un coût d'exploitation du parc actuel de 22€/MWh (p55), hors démantèlement, stockage des déchets et avec une facture d'assurance très faible grâce au cadre légal actuel. L'EPR est censé avoir un meilleur rendement thermodynamique que le parc actuel, cela ferait gagner 0.5€/MWh produit. Le facteur de charge — le rapport entre la production réelle et le maximum possible dans l'année — est aussi annoncé à 90% comme meilleur que pour la moyenne du parc français — environ 75% — et plus proche des standards internationaux. Ce genre de performance est réalisée à l'étranger sur des réacteurs plus anciens et le meilleur rendement permettra à l'EPR d'être pratiquement tout le temps en tête de l'ordre de mérite du parc thermique: il y a donc de bonnes chances que le facteur de charge soit bien de 90%. Ce qui devrait entraîner une baisse de 15% de tous les autres coûts, soit environ 2.5€/MWh produit.

Le nouveau réacteur permettra sans doute aussi des économies sur le personnel, en diminuant le nombre de personnes requises. Cependant, il est difficile de se faire une idée sur les achats à l'extérieur pour assurer la maintenance. On est par contre à peu près sûr que les coûts des fonctions centrales et des impôts seront les mêmes en termes absolus. D'un autre côté, EDF envisage la mise en place de personnels et de moyens devant intervenir en cas d'accident nucléaire, ce qui ne sera pas gratuit. Pour fixer les idées, prendre l'hypothèse que les coûts baisseraient au total de 3€/MWh produit doit donner un ordre de grandeur correct.

Pour ce qui est du démantèlement, EDF a fait établir des devis qui donnent un coût d'environ 300€/kW (p110), le site de la NRC donne des montants de l'ordre de 400M€ pour des réacteurs de 900MW. On peut donc prévoir que le démantèlement devrait coûter quelque chose entre 500M€ et 1G€. Comme le réacteur est prévu pour produire environ 750TWh, l'ordre de grandeur du coût de démantèlement est de 1€/MWh. Les Cour chiffre le coût du retraitement et du stockage des déchets à environ 2€/MWh (p272). Au doigt mouillé, j'estime qu'une assurance du risque nucléaire coûterait 1€/MWh si les plafonds de responsabilité étaient réévalués.

La Cour donne aussi le montant des investissements de maintenance pour le parc actuel: 1.7G€ soit environ 4€/MWh. Ce montant était promis à une forte augmentation, les centrales devant être rénovées pour les amener à 60 ans de service, elles doivent aussi subir des travaux visant à améliorer leur sûreté suite à l'accident de Fukushima. Cependant, la décennie 2000 a été l'occasion de profiter d'un parc en bon état et de limiter ces investissements. Sur la durée de vie de l'EPR, je vais prendre une valeur de 2€/MWh, car la centrale est prévue pour 60 ans, il y aura donc sans doute moins de dépenses de maintenance et de rénovation; c'est cependant une estimation très grossière. Cela dit, au total, les coûts d'exploitation doivent tourner autour de 25€/MWh.

La rémunération du capital

De la même façon qu'un salarié ne vient pas travailler sans salaire, il est difficile d'attirer des investisseurs sans leur promettre qu'ils vont gagner de l'argent. C'est pourquoi il faut aussi compter une rémunération du capital dans le coût de toute production. Il est particulièrement important dans le cas d'industries capitalistiques comme le nucléaire.

Avant d'aborder la question du niveau de la rémunération, il existe plusieurs techniques pour estimer la rémunération du capital. On peut résonner par analogie avec des instruments financiers existant par ailleurs. La première façon est de considérer l'investissement comme une obligation remboursable in fine. Dans ce cas, il faut amortir linéairement l'investissement et verser des intérêts constants au cours de la durée de vie de l'installation. C'est un mode de calcul qui permet de calculer le prix minimal du courant qui va assurer l'équilibre comptable. Pour arriver à l'équilibre comptable, le capital ne doit rien rapporter — ce qui n'est pas vraiment une incitation à investir — et la dette être remboursée intérêts inclus.

Pour calculer le coût de l'électricité du parc nucléaire actuel en tenant compte d'une rémunération — strictement positive — du capital, la Cour des Comptes considère l'investissement réalisé comme un emprunt immobilier. Un emprunt immobilier consiste à verser des annuités constantes, dont une partie chaque année va au remboursement du capital. Ce capital remboursé ne porte plus intérêts et chaque année, la proportion de capital remboursé augmente dans l'annuité versée. Si on calcule l'annuité en fonction du capital investi et du taux d'intérêt, on se rend compte qu'il y a une équivalence avec une notion souvent utilisée en finance, la valeur actuelle nette. La valeur actuelle du flux de trésorerie que représente les intérêts annuels escomptés au taux d'intérêt payé est égale au capital investi au départ.

Cette remarque est importante car la valeur actuelle a quelques propriétés bien connues. Elle a des implications en termes de décision: seuls les projets ayant une valeur actuelle nette positive devraient être poursuivis. Ensuite, plus le taux d'intérêt est élevé, plus la vision est à court terme: à cause de la décroissance exponentielle en fonction du temps, le futur éloigné compte pour des clopinettes, comme on peut le voir sur le graphe ci-dessous. C'est d'ailleurs à court terme que la rémunération du capital a lieu dans un emprunt immobilier ... puisque le capital est surtout remboursé à la fin. Ce qui veut aussi dire que même si la durée de vie est de 60 ans, l'industriel peut se décider juste en ayant des assurances raisonnables sur les 10 à 20 ans qui viennent. Mais c'est aussi pour ça que dans les projets industriels, les sociétés sont obligées réglementairement de prévoir un fonds permettant de démolir l'usine, sans cela, aucun besoin de se préoccuper de ce qu'elle devient au moment de la construction.

Par ailleurs, la construction prend du temps, il faut prendre en compte le fait que le capital investit dort en partie. Il faut donc prendre en compte des coûts de ce fait, ce qui augmente le capital réellement investi au delà des 8.5G€ donnés par EDF. Pour mes calculs, je considère que le capital est investi par annuités constantes au cours de la construction.

Quel coût du capital?

Le capital peut être classé en 2 formes classiques: la dette et les capitaux propres. La dette se caractérise par le fait que la rémunération est fixée à l'avance par contrat, le créancier a alors une certaine assurance de ce qu'il va gagner. Les capitaux propres appartiennent aux actionnaires qui ne se voient pas promettre de rémunération particulière. On comprend donc qu'avant d'investir, les actionnaires voudront être mieux rémunérés pour assumer un risque supplémentaire. L'EPR est un exemple du genre de risques que peuvent avoir à assumer les actionnaires: hausse du coût des investissements, du coût d'exploitation, retard du chantier, prix de vente de la production plus bas que prévu, etc.

Pour estimer le coût de l'électricité, il faut donc considérer le coût moyen du capital. Dans son rapport, la Cour des Comptes prend le taux moyen qu'EDF utilise sans trop se prononcer sur sa validité (cf p338 du rapport). Il est de 7.8% hors inflation, soit un taux facial de presque 10%. La Cour trouve par contre qu'appliquer ce taux aux intérêts intercalaires est excessif et applique alors un taux de 4.5% réel. Cela peut s'expliquer par le fait que la construction ne recouvre qu'une partie des risques du projet, que la rémunération du capital couvre déjà en partie les risques de retard et de dépassement de budget, et que si une entreprise s'engage dans un projet capitalistique, c'est qu'il n'y en a peut-être aucun autre qui ait un rendement équivalent. En passant, la Cour ne répond pas à la question de savoir quelle a été le rendement réel de la construction du parc nucléaire actuel, ce qui a quand même une certaine importance.

Si on regarde les comptes d'EDF, on voit que sa dette est d'environ 40G€ et ses capitaux propres de 35G€ (p4 de cette saine lecture). On peut constater que les capitaux employés par EDF sont composés à moitié de dette et à moitié de capitaux propres, même si des variations autour de cette répartition sont constatées. EDF nous dit aussi que le taux moyen facial sur sa dette est de 4.1%. Ce qui veut dire que le taux pris par la Cour des Comptes mène à un rendement des capitaux propres de 16%. C'est tout de même beaucoup pour une entreprise en situation de monopole de fait et à l'activité régulée. C'est pourquoi en plus de la valeur Cour des Comptes, prendre des valeurs inférieures pour la rémunération du capital peut donner une image des coûts plus proche des conditions de financement réelles.

J'ai donc calculé les coûts associés à différentes hypothèses:

• Le coût donné à l'origine. L'EPR fut donné comme coûtant 3.3G€. Le calcul est fait pour un coût du capital de 8%, une construction de 4 ans — contre 4 ans et demi prévus initialement, facteur de charge de 90%. Aujourd'hui Areva affirme que l'EPR de série coûterait 60€/MWh. Avec ces hypothèses, cela conduit à un coût d'un réacteur de 5G€, relativement cohérent avec le coût de 10G£ prévus au Royaume-Uni pour la construction de 2 nouveaux réacteurs.
• Le prix du courant nécessaire pour arriver à l'équilibre comptable. Contrairement aux autres calculs, ce prix n'est pas à réévaluer tous les ans de l'inflation. On peut constater qu'EDF va certainement perdre de l'argent avec un EPR à 8.5G€. L'électricité vaut en effet actuellement environ 50€/MWh pour une production permanente.
• Le rendement de 6% donne le coût si on considère que le coût moyen du capital est de 6% en sus de l'inflation au lieu des 8% pris par la Cour des Comptes. Cela correspond à une rémunération des fonds propres de 12%, plus raisonnable à mon sens.
• Le rendement de 8% reprend le calcul de la Cour des Comptes avec le coût du capital donné par EDF.
• Le dernier calcul donne le coût avec un facteur de charge abaissé à 75% comme pour le parc actuel. Cela fait aussi remonter le coût d'exploitation.

quelques conclusions

Il est à peu près certain qu'EDF va réaliser une perte comptable avec l'EPR de Flamanville. En prenant les hypothèses de la Cour des Comptes sur le rendement du capital, je trouve un coût compris entre 90 et 110€/MWh suivant le facteur de charge. Si un coût moyen du capital plus faible est choisi, le coût de l'électricité baisse assez rapidement. Il est aussi assez remarquable que les opposants principaux à cette nouvelle centrale endossent des demandes élevées de rentabilité du capital et une approche financière court-termiste, contrairement à ce que leur discours laisse penser par ailleurs.

Dans le rapport de la commission sur le coût de l'électricité, l'auteur du rapport proclame son attachement à un débat sans a priori sur la question du nucléaire et d'en étudier tous les aspects. Bizarrement, ce chapitre se limite aux questions de vieillissement du parc, des déchets radioactifs, des risques d'accidents et de leurs coûts. Tout aussi curieusement, le stockage d'énergie par électrolyse de l'eau n'envisage comme source d'énergie que les renouvelables intermittents.

Toujours dans un esprit ouvert, on nous présente 3 scénarios de production électrique qu'on peut résumer grâce aux 3 graphes servant à les présenter. Le premier scénario, dit «sobriété», propose de sortir du nucléaire le plus rapidement possible en se reposant pour une bonne part sur les énergies renouvelables intermittentes, solaire et surtout éolien. Le scénario «intermédiaire» propose une division par 2 de la production nucléaire à horizon 2050. Le troisième, dit «nucléaire nouvelle génération», propose d'augmenter légèrement la production nucléaire au niveau actuel et d'augmenter la production totale d'électricité de 150TWh — soit environ 25% de la production actuelle.

On s'aperçoit donc que l'auteur n'envisage pas que la production nucléaire augmente encore beaucoup, ni même une forte augmentation de la production d'électricité provenant de sources décarbonées. Pourtant, le bilan énergétique de la France pour 2010 montre qu'on a consommé pour 1500TWh de combustibles fossiles en 2010 (p34). Comme il faut diviser cette consommation par un facteur 4 au moins pour cause de réchauffement climatique, remplacer une part substantielle des énergies fossiles par des sources non carbonées est sans doute une nécessité. Or, les sources dont on peut augmenter la production permettent principalement de produire de l'électricité. Certes, aucun scénario précis n'a peut-être été présenté par un des intervenants, mais au moins un, Jean-Marc Jancovici, était favorable à une telle issue.

Dans ce cadre, les 2 autres scénarios paraissent extraordinairement restrictifs puisqu'ils feraient a priori porter tout le poids de la sortie des énergies fossiles sur des économies d'énergie auxquelles ils rajoutent la nécessité de se priver d'une part au moins de l'énergie nucléaire actuellement disponible. Le premier scénario est aussi très surprenant. Il est dit dans le texte qu'il faudrait compter sur un développement important du stockage: des ressources importantes devraient être consacrées à la recherche et à la mise en oeuvre d'infrastructures de stockage d'énergie. Or le développement sur l'électrolyse de l'eau ne laisse envisager qu'un rendement extrêmement faible, inférieur à 35% ce qui grèverait fortement l'intérêt du stockage dans un tel scénario où l'énergie serait sérieusement rationnée. On ne voit pas aussi quelle importance aurait le stockage d'énergie sur le graphique. L'aspect stockage est aussi ignoré quand il s'agit de passer au chiffrage des coûts.

Un autre point attire l'attention: en regardant bien, ce premier scénario est celui où la production d'origine fossile est la plus importante. Dans le texte, on dit aussi que ce scénario suppose la construction de nouveaux équipements de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable mais aussi très probablement, du moins tant que les technologies de stockage ne sont pas matures, de centrales à gaz. Il s'agit d'une part de compenser l'intermittence des sources d'énergie renouvelable, d'autre part de fournir une électricité de complément si le rythme de développement de celles-ci n'est pas suffisant. Dit autrement, cela ne pose pas vraiment de problème aux tenants de ce scénario que les émissions de CO₂ ne soient pas minimisées. En clair, le problème du réchauffement climatique est moins important que le risque pris avec le nucléaire. C'est une position étonnante, puisque le stockage de l'énergie peut remplir exactement les fonctions que remplissent actuellement, en France, les combustibles fossiles dans la production d'électricité: faire face aux périodes de forte consommation et aux inattendus. Ce scénario devrait donc être celui de la vertu énergétique, celui où les combustibles fossiles sont totalement éliminés.

On ne surprendra personne en disant que, dans sa conclusion , le rapporteur Vert de la commission annonce que ce premier scénario a sa préférence. On peut donc en déduire les priorités qu'ont les Verts: sortir du nucléaire est plus important qu'éviter le réchauffement climatique, pourtant considéré comme porteur de bouleversements considérables de la nature par le consensus scientifique. Vraiment, pour débattre du nucléaire ou, plus exactement, de sa sortie, il ne faut avoir aucun a priori ni aucun tabou.

Il y a quelques jours Le Monde publiait un article qui revenait sur le peu de succès des opérateurs alternatifs aux monopoles de fait dans la fourniture du gaz et de l'électricité, GDF et EDF. On peut retirer de l'article qu'aller voir la concurrence représente en fait peu d'intérêt — à peine quelques pourcents sur la facture dans le meilleur des cas — à cause de la prééminence de coûts régulés encore forts présents et de la compétitivité de l'électricité nucléaire. Les perspectives d'avenir tracées à la fin semblent considérer que cet état de fait va durer à moins qu'une tarte à la crème prenne subitement de l'importance: que des clients paient pour être au service des producteurs pour recevoir des conseils sur comment mieux consommer.

Il me semble qu'il est important de revenir sur les raisons probables de cet échec et de le comparer avec le succès de l'ouverture à la concurrence des télécoms.

Les raisons du succès de la concurrence dans les télécoms

Au début des années 90, l'UE a décidé d'ouvrir les marchés des télécoms à la concurrence. Dans un premier temps, cela a concerné les minutes de communication. On pouvait alors choisir un opérateur qui facturerait moins cher les minutes de communication. Cela reposait en fait, au départ, sur la capacité des opérateurs alternatifs à acheter en gros les minutes de communication puis de les revendre au détail, sans être encombré par les dépenses de personnel de France Télécom. La liberté de tarification de France Télécom sur le marché de gros était réduite de façon à ce que les concurrents puissent s'installer, un peu à la manière dont comptent agir les autorités communautaires sur le marché de l'énergie. Mais, moins de 20 ans plus tard, cet aspect est marginal sur le marché des télécoms: le véritable succès vient d'ailleurs, de profonds changements technologiques.

Le premier changement qu'on peut nommer est l'arrivée à maturité des technologie de transport de l'information par fibre optique. Au début des années 90, ce n'était pas vraiment une nouveauté, le principe était connu depuis 20 ans, mais les progrès ont été si rapides, tant dans les matériaux que dans les techniques de modulation et de multiplexage, que le coût de transport de l'information est devenu nettement plus intéressant. Les fibres sont maintenant incomparablement transparentes, il faut faire parcourir de l'ordre de 15 à 20km pour que le signal perde la moitié de son intensité. Les techniques de modulation ont permis d'augmenter le débit sur un seul canal, les techniques de multiplexage ont permis de multiplier les canaux sur une seule fibre. Il est aussi relativement facile de déployer un réseau de fibre optique: on peut suivre des axes déjà bâtis comme les autoroutes, les voies de chemin de fer; il n'y a pas de grands travaux de BTP à mener, il s'agit en général d'une simple tranchée à creuser sur le bas-côté avec des guitounes pour réamplifier le signal de loin en loin. On peut aussi installer les lasers nécessaires au fonctionnement des canaux au fur et à mesure des besoins, ce qui limite le coût d'investissement initial. Il n'y a aussi aucune opposition au déploiement de ce réseau vu sa faible empreinte. Bref, il est devenu possible de transporter de grandes quantités d'informations sur grandes distances, à un coût raisonnable, sans grandes difficultés d'installation. Cela a permis à de nouveaux entrants de construire leur propre réseau qu'ils ont pu rentabiliser en quelques années.

Le deuxième changement est l'arrivée de l'ADSL. Cette technologie permet d'utiliser le réseau existant pour faire passer nettement plus d'information. Ce réseau étant déjà largement amorti et régulé pour la phase téléphonie classique, cette technologie est peu coûteuse. Le plus dur est d'arriver à ce que des firmes autres que le monopole aient accès au répartiteur pour y installer leurs équipements. Le développement concomitant d'Internet permet d'avoir une demande pour ce type de technologie: finalement, les clients sont prêts à payer plus pour un nouveau service. Les nouveaux arrivants peuvent aussi proposer des services combinés avec Internet, téléphone illimité & télévision: de toute façon le coût marginal de l'octet échangé est pratiquement nul, il s'agit surtout de convaincre les clients de payer les coûts d'investissement dans un premier temps.

Le troisième changement est la téléphonie mobile. Avec la téléphonie mobile, plus besoin de construire un réseau filaire local puisqu'on utilise des bornes radio. Ça permet d'introduire de la concurrence parce qu'installer des bornes radio est moins cher que de construire ce réseau local. Le réseau à longue distance est, lui, construit grâce à la fibre optique. Une nouvelle fois, on apporte un service supplémentaire aux clients, qui sont prêts à payer pour. Les téléphones portables sont devenus des objets communs sans qu'on ait forcé qui que ce soit. Avec les offres à 2€/mois, les offres mobiles sont devenues bien plus compétitives que les offres filaires si on veut «juste» téléphoner. Installer des bornes téléphoniques est devenu un peu plus compliqué dernièrement à cause d'hurluberlus, mais ils ont arrivés trop tard pour empêcher le décollage d'une invention qui est indéniablement profitable à la société.

Au final, la libéralisation des télécoms a été un succès grâce à l'apparition de nouveaux services rendus possibles par des changements technologiques. Cela ne veut pas dire que les sociétés ne formeront pas des oligopoles peu concurrentiels à l'avenir — comme le montre l'exemple de la téléphonie mobile avant l'arrivée de Free ou l'ADSL ailleurs qu'en France — mais qu'en phase de changement technologique, la concurrence peut accélérer les choses et répandre des technologies de façon très rapide. Mais ça ne marche bien que si les clients sont prêts à payer pour ces fameux services supplémentaires. On peut aussi voir que la question des tarifs du téléphone a presque disparu de l'agenda récurrent des politiques: personne ne hurle contre les hausses de tarifs, on constate plutôt des baisses de prix à service constant sous la pression du changement technologique. La demande pour les nouveaux services suffit à rentabiliser rapidement les investissements comme le montre le cas de Free, l'intervention publique est relativement limitée et souvent très technique.

Le cas de l'énergie

Les cas du gaz et de l'électricité sont très différents.

Le gaz est un type d'énergie dont on aimerait se passer pour cause de manque de ressources et d'ennuis climatiques. On n'attend pas non plus de rupture technologique dans le transport du gaz. Investir dans le réseau n'est donc pas forcément très intéressant. Il y a par contre des nouveautés dans la production, avec les gaz non conventionnels qui pourraient résoudre les problèmes d'approvisionnement ... mais aggraver le problème du réchauffement climatique s'ils ne font que s'ajouter aux ressources existantes. Une certaine opposition est aussi apparue contre ce mode de production. L'extension du réseau d'électricité, notamment à haute tension, rencontre une opposition intense de la part de ceux qui habitent à proximité. Impossible donc d'étendre ce réseau sans planification ni implication forte de l'état. Là non plus pas vraiment de rupture technologique en vue: les supraconducteurs ne sont pas spécialement bon marché. Contrairement aux télécoms, il n'y a pas à attendre grand chose de ce côté. La distribution de gaz et d'électricité reste pour l'essentiel et pour le futur prévisible un monopole naturel. C'est d'ailleurs pensé comme tel: les réseaux de transport de gaz et d'électricité sont considérés comme des monopoles naturels à réguler séparément du reste. Pour ce qui est des réseaux locaux, ils sont vus comme les réseaux d'adduction d'eau: des réseaux à concéder — ou pas — qui ne sont rien d'autre qu'une juxtaposition de monopole naturels locaux.

Les fournisseurs finaux pourraient penser procéder comme pour les minutes de téléphone: acheter en gros et vendre au détail, en voulant profiter de moindres frais d'organisation pour être plus compétitif que le monopole naturel. Malheureusement, cette voie est aussi largement barrée: alors que le coût marginal d'une minute de téléphone est très proche de 0, ce n'est pas le cas du m³ de gaz ou, en général, du kWh d'électricité. Les gains d'échelle sont donc fondamentalement limités. On se retrouve rapidement à devoir demander l'intervention de l'état, face à laquelle le monopole en place peut montrer que ses coûts marginaux sont bien réels. On se retrouve au bout du compte avec une tarification qui ressemble plus ou moins à ce qui présidait avant avec la facturation des coûts moyens. Ce n'est donc pas un hasard si on a vu apparaître l'ARENH, prix et conditions diverses fixés par l'état pour l'électricité nucléaire qu'EDF doit vendre à ses concurrents.

L'autre voie serait de vendre des services supplémentaires. Mais on voit mal quels services nouveaux sont permis par la fourniture d'électricité et vraiment demandés par les clients. On parle beaucoup des smart grids dans ce domaine. Cependant les fournisseurs finaux n'installeront sans doute pas les nouveaux compteurs: il faut s'assurer de la compatibilité mutuelle des équipements et les temps d'amortissement sont plutôt comparables avec des activités de réseau. Ils se contenteront donc des services. Ils proposeraient aux clients de moins consommer: on voit mal ce qu'ils apporteraient de plus que les services d'un architecte ou d'un artisan faisant des travaux chez soi. On voit aussi mal comment ils se rémunèreraient différemment d'un architecte dans ce cas: après les travaux, les volumes vendus diminueraient. Pour le gaz, c'est le service qui semble possible, vu que la diminution de la consommation est l'objectif officiel. Pour l'électricité, les choses sont un peu différentes: là, les smart grids prennent un tour plus orwellien. Il s'agirait de déplacer la consommation pour éviter les pointes ou carrément pallier aux insuffisances de production, qui sont plus ou moins regroupées sous l'appellation consommer mieux. On se doute que s'il s'agit de ne pas pouvoir regarder le match de foot sur son écran plat, le client risque de ne pas être convaincu par l'amélioration. Il faut donc disposer de consommation qu'on peut déplacer et actuellement, il s'agit essentiellement du ... chauffage électrique. Ce point est d'ailleurs parfois pris en compte par certains scénarios "100% renouvelables". C'est aussi l'idée qui fonde le tarif heures pleines - heures creuses en France. On note toutefois une certaine différence entre les désirs des promoteurs du consommer mieux et la réalité que semble devoir impliquer le concept. Étant donné l'opposition au chauffage électrique dans certains milieux politiques et la faisabilité du reste, il me semble que cette idée de vendre des services supplémentaires soit vouée à rester d'une ampleur limitée.

Si on veut une concurrence dans le domaine de l'énergie, la question des prix de production — donc des moyens — semble donc incontournable.

La vexante question des prix et des coûts de production

Lorsqu'on se tourne vers la question de la production, on s'aperçoit qu'en fait, sur ce sujet, il n'y a jamais eu de monopole légal de la production tant de gaz que d'électricité. La seule production significative de gaz sur le territoire français a été le gaz de Lacq. La conséquence a été que dans le Sud-Ouest, le réseau de distribution de gaz est organisé autour de l'ancien gisement et toujours détenu par l'exploitant de celui-ci, Total, qui l'a hérité d'Elf. Ce gisement ne suffisant pas à satisfaire les besoins français, on a procédé à des importations. De toute façon, le gaz étant une énergie régionale et substituable au pétrole, les prix de la matière première sont déterminés sur les marchés internationaux. Et pour l'Europe, la tendance semble être à la hausse des prix. En effet, l'exploitation des gisements de la Mer du Nord décline, actuellement lentement, mais ce déclin s'accélèrera après 2020-2025. La Russie a déjà du mal à fournir toutes les quantités demandées. Faire venir du gaz par méthanier coûte relativement cher à cause du processus de liquéfaction qui est gourmand en énergie. Enfin, le gouvernement français a interdit — pour l'instant du moins — d'exploiter d'éventuels gisements de gaz de schiste. Face à cette contrainte sur les volumes à consommer, la demande ne faiblit pourtant pas, le gaz étant de plus en plus employé à la place du charbon pour produire de l'électricité car il pollue moins et s'adapte mieux au contexte réglementaire et politique européen. Le gaz est aussi de plus en plus demandé dans les pays d'Asie. Le prix de l'énergie étant un sujet majeur de la politique, les différents gouvernements s'acharnent à ignorer ces réalités et cherchent à bloquer les prix, sans égards pour les conséquences. Dans ce contexte, on voit mal comment pourrait se développer la concurrence: l'ancien monopole est forcé de proposer des tarifs inférieurs aux prix qu'imposeraient les marchés internationaux. Pourquoi quitter le fournisseur qui propose les prix les plus bas et sera le dernier à augmenter ses tarifs?

Pour ce qui est de l'électricité, de même, il n'y a jamais eu de monopole de production. L'exemple le plus frappant est celui de la Compagnie Nationale du Rhône qui a échappé à la nationalisation après la Libération. Ainsi en est-il aussi d'autres barrages. Reste qu'EDF pouvait connecter les centrales un peu comme bon lui semblait, mais avec l'ouverture à la concurrence, les risques de discrimination ont disparu. Aujourd'hui, le problème vient qu'à peu près tous les moyens neufs de production ont un coût moyen du kWh produit supérieur aux prix du marché: personne n'a donc vraiment envie d'en construire sans subvention, ou qui conduit ceux qui s'y sont risqués à la faillite. Ce problème est amplifié en France par l'importance du parc nucléaire: comme le prix de l'électricité nucléaire ne dépend que marginalement du prix du minerai, les prix de vente aux particuliers, fixés par l'état, ont faiblement varié par rapport à d'autres pays comme le montrent les graphes ci-dessous. Les prix hors taxes reflètent le plus fidèlement les prix du parc déjà installé au début des années 2000: on voit qu'EDF échappe à la hausse généralisée à partir de 2005 du fait de sa faible dépendance aux combustibles fossiles. Comme c'était rappelé dans l'article du Monde, les autres producteurs ne peuvent pas rivaliser avec le parc nucléaire. Ce n'est pas seulement dû à l'amortissement du parc, mais aussi au fait que tous les concurrents commenceraient par construire des centrales demandant des investissements moindres: difficile pour un nouvel arrivant de dépenser plusieurs milliards d'euros avant de se constituer une clientèle.

Cette importance des investissements dans l'industrie électrique se retrouve aussi dans le modèle imposé par la Commission. Pour empêcher que le monopole en place n'interdise l'entrée de concurrents, elle a poussé pour que la facturation de la production d'électricité se fasse en fonction du prix spot et a entravé les contrats à long terme. Dans le cas contraire, il aurait suffi à EDF de faire signer des contrats à long terme aux industriels pour enlever tout espoir de développement à la concurrence. De ce fait, pour minimiser les risques, le mode de production privilégié sera celui qui nécessitera le moins de nouveaux investissements et dont le coût marginal sera donc proche du coût total. Cela permet de passer assez facilement les hausses de tarifs aux clients — puisque le coût marginal se reflète dans le prix spot — et d'éviter les risques de pertes en capital. Cet état de fait est très bien expliqué dans ce papier de William Nuttal. Le seul point qui peut perturber cet attrait du gaz est qu'il y a besoin d'une corrélation entre le prix du gaz et de l'électricité, qui a tendance à disparaître lorsque le parc nucléaire est important. Une autre conséquence de la libéralisation est la faible planification pour remplacer les moyens de production existant et leur utilisation maximale: investir représente un risque conséquent et un coût à faire assumer par les clients. Et après de longues années, quand vient le temps de remplacer de vieilles centrales, par peur du black out, on voit le gouvernement anglais changer quelque peu de position.

À la suite du contre-choc pétrolier et la mise en exploitation du gaz de la Mer du Nord, le gaz est devenu très compétitif au Royaume-Uni, d'autant que les sources locales de charbon se sont taries. Tant ce prix intéressant que les faibles besoins en investissements ont fait que le Royaume-Uni tire aujourd'hui presque 50% de son électricité de turbines à gaz à la suite de la libéralisation du secteur de l'électricité. À la fin des années 90 et du début des années 2000, les spécialistes du gaz expliquaient que les CCGTs étaient la moins chère des façons de produire de l'électricité, ce qu'on peut voir sur les graphes de prix: les pays spécialisés dans le gaz ont les prix HT les plus bas au début des années 2000. On comprend bien alors le bénéfice que voyait la Commission à libéraliser le secteur: on pouvait voir là une source de baisse de prix. Depuis, les choses ont quelque peu changé et, même s'il en émet moins que le charbon à énergie égale, les émissions de CO₂ dues à la combustion du gaz le rendent indésirable à terme. Le méchant monopole EDF a donc vu le choix du nucléaire dans les années 70 payer de nouveau quand sont réapparues, après 2005, des circonstances similaires au choc pétrolier ayant présidé à ce choix.

En plus de cela, les prix TTC montrent que l'action des états n'est pas neutre non plus: certains états affichent une forte différence entre les prix HT et TTC, notamment l'Allemagne. On aura reconnu les pays qui se sont lancé dans une politique de productions renouvelables. Comme elles sont fort chères et que leurs production ne sont pas corrélées à la demande et très intermittentes, personne ne les construirait sans subventions. Le mode de subvention choisi est la vente à un prix garanti. Aucune concurrence n'est donc possible: tous les producteurs vendent à ce prix garanti, l'état lève la même taxe sur tous les particuliers quelque soient les fournisseurs finaux. Ces modes de production partagent avec le nucléaire le fait d'être des industries à coûts fixes qui se prêtent très bien aux contrats à long terme ou aux tarifs régulés, des modes de rémunération plutôt centrés sur le coût moyen que le coût marginal. Et c'est pourquoi, en Allemagne, des voix se font entendre pour que les règles changent et que la Commission change de position sur la question de la tarification pour favoriser les renouvelables.

Quelques conclusions

Le projet de libéralisation de l'énergie reposait au fond sur une situation de fait qui a depuis changé: le faible prix des combustibles fossiles et notamment du gaz. Mais comme l'approvisionnement en gaz se fait plus incertain et que les préoccupations climatiques occupent, au moins officiellement, le devant de la scène, l'intérêt est devenu clairement douteux. À ce moment, dans les années 90, la technologie de la turbine à gaz semblait devoir s'imposer définitivement et elle est très adaptée à un marché libéralisé: faible investissement, coût dirigé par le prix du combustible.

Malheureusement, le fait que le prix de l'énergie soit un sujet récurrent du débat public empêche, au moins en France, de suivre les soubresauts du prix du gaz imposés par les marchés financiers. Aucun concurrent ne peut s'implanter: l'ancien monopole est forcé de mener une politique de prix bas, voire de vendre à perte en période de forte hausse. Pour ce qui est de l'électricité, on comprend bien que dès lors que le nucléaire, et surtout les centrales de Génération II déjà construites, devient extrêmement compétitif, seuls les moyens subventionnés sont construits. On voit donc mal sur quoi se jouerait la concurrence et on voit même des industriels demander à payer pour assurer l'avenir du nucléaire et se protéger contre la prévisible hausse des prix. Autrement dit, les évolutions du prix des combustibles fossiles ont fait redevenir la production d'électricité ce qu'elle fut dans les années 70: une activité qui ressemble énormément à un monopole naturel.

Un an après que le séisme exceptionnel de magnitude 9 et le tsunami qui l'a suivi ont frappé la côte nord du Japon, les commémorations sont l'occasion de faire un bilan pour les médias de par le monde.

Sur un site spécialisé dans le sujet, une mise à jour du bilan nous apprend que le séisme et le tsunami ont fait 19000 morts et disparus. Un graphique montre l'évolution des bilans; après une augmentation rapide dans les premiers jours, la diminution du nombre de disparus, non compensée par la découverte de cadavres a conduit à réviser les estimations à un niveau bien plus bas que les presque 30000 morts initialement craints. En fait, le tsunami est responsable de l'écrasante majorité des décès: plus de 94%! Un des premiers facteurs explicatifs de décès est l'âge: plus de 75% des morts avaient plus de 50 ans, 56% plus de 65 ans. Fatalement, quand on regarde la carte de répartition des morts, on voit qu'ils sont tous ou presque sur la côte, mais sont relativement étalés. Le tsunami a frappé la côte sur plus de 200km. Sur le terrain, la dévastation due au tsunami est impressionnante, on peut en voir un exemple sur cette vidéo d'Onagawa avec des bâtiments en béton renversés et un brise-lame à l'entrée de la baie qui a disparu, sous l'effet d'une vague de presque 15m.

Les dégâts matériels sont répartis de façon plus dispersée. Les dommages s'étendent plus à l'intérieur des terres et jusqu'à Tokyo au sud. Cependant, les dégâts sont moins définitifs à l'intérieur des terres que sur la côte, le tableau de répartition entre les différentes catégories montre qu'il y a proportionnellement bien plus de bâtiments détruits qu'endommagés là où le tsunami a frappé. Au total, 400k bâtiments sont détruits et au total 1.2M ont été suffisamment endommagés pour être répertoriés. Pour les bâtiments, on constate quand même que les dommages sont plus équilibrés entre secousse et tsunami, une partie des bâtiments endommagée étant condamnée à la destruction. Il y a en conséquence de nombreux déplacés, environ 320000, dont la moitié environ est apparemment due à la catastrophe de Fukushima.

Ces destructions se traduisent par un bilan économique: les conséquences directes sont estimées à plus de 300G$ et les indirectes à plus de 550G$. Ces bilans incluent la catastrophe de Fukushima qui apparemment représente environ 20% des dégâts économiques.

Pour la catastrophe de Fukushima, il se confirme de plus en plus que les dégâts y sont essentiellement matériels. Le blog {sciences²} de Libération en donne avec sa série un bon aperçu. Il part d'une présentation de l'IRSN où on voit que la radioactivité due aux rejets a été divisée par 5 dans les 3 premiers mois, la décroissance se poursuivra plus lentement, le césium 134 ayant une demi-vie de 2 ans, le césium 137 de 30 ans, laissant certaines zones significativement contaminées. Mais personne n'a été exposé à une dose mortelle, et seuls une centaine de travailleurs ont reçu une dose supérieure à 100mSv, à partir de laquelle des effets commencent à être notés sur le long terme. L'expert de l'IRSN admet que l'essentiel des dommages humains est l'évacuation: une catastrophe nucléaire ne se représente pas nécessairement par un nombre de morts mais par l’évacuation brutale et l’abandon de territoires. La presse anglo-saxonne est parfois la plus directe: les radiations ne sont pas le problème n°1. Et c'est sans doute ce qui a amené l'association des casseurs d'atomes à publier une vidéo où des chercheurs donnent leur sentiment, très positifs du point de vue radiologique. Techniquement, on s'est aussi aperçu que la centrale n'avait pas certains dispositifs qui auraient permis d'amoindrir les dégâts et a ignoré les avertissements de l'AIEA. Les réacteurs plus récents ont, eux, survécu au tsunami. Cela montre que le risque est maîtrisable et c'est pourquoi l'industrie nucléaire est loin d'être morte. Mais cela n'empêche évidemment pas les anti-nucléaires de soigneusement éviter de parler du bilan dans leurs éditoriaux.

Au final, le séisme du Tohoku a montré que les plus grosses catastrophes pouvant toucher l'homme sont toujours les catastrophes naturelles. Les catastrophes causées par la main de l'homme sont en général de moindre importance et, au contraire, la technique lui permet d'engranger d'énormes gains de confort et de durée de vie. Le bilan est limité à moins de 20000 morts grâce en partie aux normes anti-sismiques japonaises et les accidents nucléaires ont bien peu d'effets comparés aux alternatives.

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.

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.

Le 16 décembre, le gouvernement japonais a annoncé que la centrale de Fukushima Daiichi était en «arrêt à froid». L'eau à l'intérieur du réacteur est à moins de 100°C depuis septembre dernier, mais les problèmes techniques dans le traitement de l'eau et, certainement aussi, la prudence du gouvernement japonais ont retardé l'annonce officielle. Les rejets à l'extérieur de la centrale seront à l'avenir minimes; à partir de maintenant, il s'agira surtout de commencer à démolir la centrale, ce qui prendra du temps: à 3-Mile Island, on avait attendu 6 ans avant de récupérer la charge d'uranium qui avait partiellement fondu.

Dans la foulée, le gouvernement japonais a annoncé des modifications importantes pour les zones d'évacuation. Dorénavant, les zones ne seraient pas principalement basées sur la distance à la centrale, mais sur l'importance de la radioactivité. Les zones où la dose est inférieure à 20mSv/an seront habitables immédiatement, celles où elle est de moins de 50mSv/an devront subir des travaux de décontamination, celles où elle est supérieure à 50mSv/an resteront inhabitées. Des mesures de radioactivité ont été régulièrement effectuées, ce qui a permis l'élaboration d'une carte (si vous tombez sur une page semblant expliquer les précautions à prendre, après l'avoir lue attentivement, vous signifierez votre accord en cliquant, en bas de la page, sur le bouton de gauche marqué 同意する — «d'accord»).

La carte donne le débit de dose horaire, avec des intervalles donnés dans le cartouche à droite. On peut voir sur cette carte que les retombées sont concentrées sur un panache orienté vers le nord-ouest, une zone relativement peu peuplée, puisqu'il s'agit essentiellement de la chaîne de montagnes côtière. Il n'y a pas de données présentées pour les 10 premiers km autour de la centrale, mais on peut supposer que les retombées — et donc la radioactivité — y sont importantes et qu'elle sera pour la majeure partie inclue dans la zone inhabitée.

Pour effectuer son décompte de dose annuelle, le gouvernement japonais compte sur une personne qui passe 8h à l'extérieur, où le débit de dose est celui donné par les couleurs de la légende à droite et 16h à l'intérieur, où le débit est estimé à 40% de celui à l'extérieur. C'est ainsi qu'un débit de dose de 1µSv/h donne environ 5mSv/an. C'est ainsi que toutes les zones en nuances de bleu ou de vert pourront être réoccupées assez rapidement, la partie en jaune devant faire l'objet de travaux.

En regardant, les communes évacuées, on peut constater que les 3 communes les plus proches de la centrales (Futaba, Okuma et Namie) comptaient environ 40k habitants avant le séisme, que les communes dans la zone qui doit subir des travaux (Iitate, Katsurao, Tomioka) comptaient 20k habitants. À terme, ce sont donc la moitié des 80k évacués qui vont pouvoir revenir s'ils en ont le désir.

Quant aux personnes travaillant à la centrale, environ 100 personnes ont dépassé le seuil des 100mSv et 6 celui des 250mSv, les décès prévisibles de ce fait sont donc limités à quelques unités. Il n'y a pas eu d'autres décès liés à l'accident autres que les 2 noyades causées par le tsunami. Du fait de la distribution de pastilles d'iode et de la faible consommation de lait au Japon, les conséquences parmi la population seront limitées à l'évacuation.

Ainsi, on peut dire que l'accident nucléaire de Fukushima montre que l'industrie nucléaire ne présente pas un grand risque sanitaire pour les populations: les décès à prévoir sont minimes. Par contre, les mesures de précaution sont contraignantes et onéreuses avec l'évacuation, même temporaire, de dizaines de milliers de personnes en cas d'accident grave. Les dégâts économiques sont graves: les réacteurs sont chers à construire, un accident rend inutilisable celui qui en est victime et empêche au surplus de réutiliser le terrain pendant plusieurs dizaines d'années.