Bruxelles approuve le projet de centrale nucléaire Hinkley Point C

Donc le nouveau nucléaire c’est 110€ du MWh en début d’exercice et 250€ du MWh ay bout de 35ans avec l’inflation. L’éolien c’est 82€ du MWh et 20€ quand il est amorti au bout de 10 à 15ans, et indexé sur l’indice dégressif L et non pas l’inflation. Le nucléaire c’est au dela de l’énorme subvention, une obligation d’avoir une garantie d’état sur le prêt à hauteur de 20milliards € (à quand ne serait-ce que le 10ème pour les ENR????? C’est aussi un cout unitaire de 10milliards € par EPR selon EDF et 15,75 milliards € selon la commission européenne!! Pas de meilleure publicité pour le fait que le nucléaire est une filière du passé, incapable d’être compétitive sans subventions massives et aides d’état énormes.

Il faut comparer sur la durée de vie prévisionnelle : 80ans pour un EPR

Il faut vous mettre à jour, les tarifs pour les ENR aux UK ont été baissé depuis, c’est moins de 90£/MWh pour l’éolien on shore à compter de 2017 (moins que l’EPR) et la dégression se poursuit, moins de 140£ pour l’off shore, avec des tarifs fixes sur 10ans et une dégression continue de la base du tarif année après année. Pendant ce temps l’EPR c’est une indexation continue sur l’inflation !!!

Encore un fois j’ai du mal avec le graphique que vous nous proposez… Pourquoi ne citez vous pas vos sources et tronquez vous les informations ? C’est la première fois que je vois le protocole de Montréal présenté comme étant l’action la plus efficace (ou même juste comme ayant un effet) en terme d’aténuation du changement climatique. C’est d’autant plus surprenant que ce protocole a pour objet la protection de la couche d’ozone, principalement par l’encadrement et CFC. Pour le reste je suis toujours un peu perplexe devant un graphique comparant des actions (ou évènements: chutte de l’URSS) aussi hétéroclites et s’appliquant à des territoires aussi différents… Sinon c’est un joli dessin, mais si c’est juste de l’art allez donc faire un tour au Grand Palais, il y a l’expo Niki de St Phalle, moi je préfère, mais c’est une question de gouts !

¤ Avec l’inflation propre à certains discoureux, la durée de vie de l’EPR ce n’est plus 60 ans mais 80 ans. Bientôt un siècle et pourquoi pas deux siècles ! Pour parler plus sérieusement du coût du MWh EPR “hinkleyen”, son tarif est indexé sur l’inflation depuis la mi-2012. Avec 4,9 % d’inflation UK à mi-2014, cela nous fait déjà 97 £/MWh. Et comme le taux de change s’est modifié depuis, cela nous donne 122 ou 123 €/MWh. En 2023, si le premier EPR est en service, cela nous fera bien 116 à 121 £/MWh au minimum, toujours indexé sur l’inflation pendant trente-cinq ans. N’oublions pas que le tarif d’achat pour les énergies renouvelables dure seulement quinze ans en Grande-Bretagne. En Allemagne, où le tarif d’achat dure 20 ans comme dans la plupart des pays, le tarif d’achat pour une petite installation photovoltaïque mise en service maintenant (octobre 2014) de 10 à 40 MW est seulement de 123 €/MWh. Pour une installation de 40 à 500 MW, c’est 110 €/MWh et 88 €/MWh au dessus de 500 MW. L’ensoleillement étant un peu différent entre les deux pays, le développement du solaire anglais devrait permettre à moyen terme de se rapprocher de ces tarifs d’achat.

Il est assez faux de considérer un moyen de production sans considérer son back-up. Les méthodes de prévision ENR sont globalement correctes à l’échelle d’une région ou d’un état, mais restent encore incertaines à l’échelle locale, ce qui pose la question de la gestion du stockage. De fait, le stockage doit d’abord être “global” pour veiller à la stabilité du réseau car l’utilisation d’un stockage local sera encore délicate à anticiper de façon précise et son cout marginal reste peu attractif. Avec le développement actuel des ENR, les STEP ne sont pas suffisantes en quantité et puissance, il convient donc de mettre en service des centrales polluantes en back up comme on l’observe d’ailleurs en Europe. Le cout global de l’intégration des ENR est donc à considérer avec le back up hydraulique+charbon et pas uniquement sur un cout brut car la démonstration est incomplète sur l’analyse couts bénéfices pour le système. Pour ce qui concerne le nucléaire, la production est plutôt bien connue au niveau global (sauf aléas de fonctionnement), la consommation est aussi plutôt bien connue au niveau global, et la variabilité de la consommation permet en back / semi pointe l’utilisation anticipée de l’hydraulique, et enfin le thermique. L’anciticipation est en effet une des clés de l’optimisation économique dans un système électrique. Le cout global actuel plaide en faveur d’un mix nucléaire / hydro / charbon ultrapointe. Alors comment permettre le développement raisonné des ENR ? Dans la perspective d’un mix avec 50% de nucléaire, et 40% de renouvelable, il va falloir parler des 10% restants…s’ils sont ultracarbonnés ça ne vas pas aller, les marchés carbone sont inelectablement dans la prolongation des discussions à venir dans les marchés. La variabilité des ENR raccordées localement surtout dans le monde rurar va imposer solutions de stockage “local” qui seront j’espère enfin propres (sur l’ensemble de la chaîne), et surtout à des couts marginaux acceptables, pour permettre un développement raisonné d’un autre mix. A l’heure actuelle les incertitudes sur l’analyse économique globale, et les émissions de carbone en augmentation sur la part électrique (à laquelle on souhaite faire tout porter demain) dans le nord de l’Europe doit à minima imposer un peu de prudence plutôt que de souscrire à des arguments plus émotionnels qu’économiques systèmiques. Les retours en régie pronés par certains partis politiques, les politiques de réductions d’économie d’énergie à un rythme soutenu, etc…ne sont pas atteints dans la durée, la Ville de Grenoble citée en exemple après les élections municipales se fait muette, le retour en régie de la SEM centrale GEG n’est qu’un lointain souvenir, parfois le pragmatisme financier et l’impact de la fiscalité finissent par devenir des clés centrales d’une décision…politique !

Je reprends la dernière planche de l’étude de Nathalie Mazet : Il s’agit d’évaluer la cogénération depuis la centrale du Bugey vers la ville de Lyon : Grand Lyon : Les réseaux urbains fournissent ~ 760 GWh pour ~ 110 000 eq. logements Centrale de Bugey : • 4 tranches : (chacune) ~ 940 MW de puissance électrique ~ 2 800 MW de puissance du GV Rendement : 33,59 % Transport de chaleur entre ces 2 sites : • Soutirage : à 130°C, sur 2 tranches • Baisse du rendement électrique global à 32,47% => -1,12% • Rendement global électricité + chaleur : 33,54 % => -0,05% • Impact CO2 à quantifier On voit qu’avec seulement 2 réacteurs sur 4 et une baisse de rendement électrique de moins de 2 %, on peut alimenter 110 000 logements. A rapprocher de l’étude de Henri SAFA pour Nogent sur Seine et surtout des travaux engagés par les Finlandais avec LOVIISA 3 :

“Je pense que le principal inconvénient de la cogénération nucléaire n’est pas tant son impossibilité technique que les puissances énormes mises en oeuvre…” Oui, c’est exactement ce qu’écrit Bruno Comby de l’AEPN (premier lien cité). Je reprends sa prose à propos de Temelin : “Aujourd’hui encore, en République Tchèque, une partie de la chaleur secondaire du réacteur de Temelin est utilisée pour chauffer les immeubles et les maisons de la ville voisine de TYN NAD VITAVOU (8200 habitants) située à une dizaine de kilomètres au Nord de la centrale. La conduite qui transporte l’eau chaude de Temelin à TYN NAD VITAVOU fait environ 50 cm de diamètre. Initialement il avait été envisagé d’utiliser la chaleur secondaire de Temelin pour chauffer à plus grande échelle les quartiers Sud de Prague (environ un million d’habitants, à une centaine de kilomètres au Nord) ou à défaut l’ensemble de la ville de Ceske Budejovice (100 000 habitants, à une trentaine de km au sud-est) mais ces plans ont été abandonnés non pas pour des raisons thermiques mais économiques, parce que cela aurait représenté de gros investissements sur des durées très longues pour casser les immeubles, les maisons et les routes existant(e)s pour installer le réseau de distribution de chaleur dans des villes qui en étaient initialement dépourvues. Il est intéressant de noter que ce n’est pas l’acheminement de la chaleur depuis la centrale qui posait problème et était trop onéreuse (au prix du pétrole d’alors), mais la distribution de chaleur sur place dans la ville d’arrivée qui posait problème (trop onéreuse dans une ville déjà construite sans réseau de chaleur, de plus il s’agissait dans les deux cas de villes hautement touristiques protégées à titre de “monuments historiques” en ce qui concerne Prague et Ceske Budejovice ce qui renchérit encore plus le prix des travaux d’installation d’un réseeau de chaleur). On voit à partir de cet exemple que la cogénération (nucléaire ou pas) est particulièrement adaptée aux (rares) villes déjà pourvues d’un réseau de chaleur ou aux villes nouvelles dans lesquelles le réseau de chaleur a été prévu dès le départ (ce qui était le cas de TYN NAD VITAVOU, ville créée presque ex-nihilo à partir d’un petit village pour y loger les travailleurs de la centrale de Temelin). Cette contrainte (nécessité d’un réseau de distribution de chaleur) s’applique cependant d’une manière générale à tout projet de cogénération pour le chauffage urbain (y compris à la cogénération-gaz) et pas seulement à la cogénération-nucléaire.”

“• Rendement global électricité + chaleur : 33,54 % => -0,05%” C’est vous qui le dites ! Pour moi si la cogénération amène à une baisse du rendement global, c’est qu’elle n’a aucun intérèt…

Donc en plus d’être arrêtées 80 à 90% du temps, d’avoir des durées de vie merdiques – 20 ans maximum pour l’éolien, peu importe sur terre, sur mer ou sous la mer -, de pyramides de ponzi et les détournements d’argents l’éolien et le photovoltaïque sont inefficaces pour éviter des émissions, bien après d’autres politiques qui n’en n’avaient même pas pour priorité… à la demande générale le graphique avec sa source… Joli graph chelya dommage qu’il soit issu du lobby gazier “vert” allemand

Je suis en général “plutôt d’accord” avec ce que vous dites (vous savez, dans le genre sondage êtes-vous tout-à-fait d’accord, plutôt d’accord, pas vraiment d’accord, pas d’accord du tout). Je suis donc surpris par votre prise de position sur les transferts d’usage vers l’electricité, car personnellement j’y crois beaucoup, d’autant plus que vous la qualifiez de “populiste”, ce qui me gène encore plus! Vous pouvez préciser? PS: pour ce qui concerne la cogénération nucléaire à partir du parc nucléaire existant, interrogez bien entendu qui vous voulez sur Lyon, mais c’est un vieux phantasme du CEA qui ressort périodiquement et qui a chaque fois est remis au placard parce que ça n’a aucun sens économiquement.

Je ne remets pas fondamentalement en cause les résultats de l’étude de M. Safa, simplement il part ( slide 26) sur une hypothèse de fourniture sous forme d’eau surchauffée à 120°C. Ce qui est dommage, c’est que le réseau de chaleur parisien exploité par la CPCU, il fonctionne en vapeur surchauffée à environ 25 bar et 240°C…. Il est peut-être possible de remplacer l’intégralité du réseau de chaleur parisien et les sous-stations dans tous les immeubles pour passer de vapeur surchauffée à 240° à de l’eau surchauffée à 120°,…, mais ça va couter bonbon…..et Nogent sera à mon avis arrété avant que les travaux ne soient finis! C’est bien pour ça que je disais vers 12h19 de gros besoins de chaleur à suffisament basse température. et un peu plus tard qu’il n’y a aucune possibilité ( sauf cosmétique) à partir du nucléaire existant.

A Sandine Ah ben non, vous n’allez pas vous y mettre vous aussi à taper sur le charbon-lignite ! Avant sur Enerzine, c’était ultraconfidentiel et réservé à quelques inconscients qui essayaient d’obtenir quelques commentaires à propos d’une rubrique charbon qui d’ailleurs n’existait pas sur Enerzine au début. Il faut dire que KING COAL vit caché dans l’ombre du nucléaire, bien que ce soit lui le roi de l’électricité dans le monde (plus 40% de la production et en expansion plus rapide que les EnR). En Europe KING COAL est bien représenté avec un tiers de l’électricité produite.

Je ne suis pas vraiment convaincu que les transferts d’usage, phénomêne plutôt lent (voir par exemple le véhicule electrique), aient un grand impact sur les émissions électrogènes de CO2 en Europe par rapport aux variations beaucoup plus erratiques liées d’une part au choix de l’Allemagne de sortir du nucléaire et d’autre part aux variations de la compétitivité gaz/charbon. Il est clair que d’ici une dizaine d’année il sera très compliqué pour l’Allemagne de faire autre chose que de compenser par des renouvelables et un appoint fossile si necessaire la perte de 12000MW de nucléaire qui sont encore en service et qui doivent fermer d’ici fin 2022.

¤ La débilité insultante de certains intervenants transitoires n’y changera rien. Pour le nouveau nucléaire, les coûts augmentent sans discontinuer. Pour les énergies renouvelables, le coûts des nouvelles réalisations diminue, plus ou moins vite selon les domaines. Un exemple avec le photovoltaïque allemand, dont les tarifs d’achat reflètent plus ou moins le niveau des coûts de réalisation et du kWh. Pour une nouvelle installation de 10 à 40 kW, le tarif d’achat était de 18,5 c€/kWh (185 €/MWh) en avril 2012 / de 14,8 c€/kWh en mai 2013 et de 12,6 c€/kWh en avril 2014. Les coûts et tarifs d’achat diminuent moins vite que par le passé, mais ils diminuent, malgré l’inflation.