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      Pourquoi continuer d’augmenter les renouvelables en France ?

      Vincent Benard · ancapism.marevalo.net / Contrepoints · Thursday, 29 December, 2022 - 04:30 · 14 minutes

    Quels sont les avantages d’augmenter la part de l’éolien/solaire dans des pays comme la France, capables de développer et maîtriser un parc de centrales nucléaires de qualité ?

    Spoiler : Aucun.

    Mais nos dirigeants vont quand même le faire.

    L’objectif de ce billet est de résumer brièvement de façon compréhensible les principales conclusions d’une étude remarquable mais très longue et technique, comparant le coût de diverses grilles électriques « compatibles avec le Net Zéro », mais avec un scénario de base principalement fondé sur le nucléaire et un peu d’hydroélectrique et plusieurs scénarios avec un taux de pénétration croissant des énergies renouvelables intermittentes (ENRi en français, VRE en anglais dans l’étude).

    Mon premier objectif était d’en faire un gros thread pédagogique, mais c’est mission impossible avec une étude aussi exhaustive. Il aurait fallu 200 tweets et deux semaines de travail !

    Ceux qui voudront en détailler les conclusions devront donc s’y plonger, désolé.

    L’étude publiée par l’OCDE et la Nuclear Energy Agency

    L’étude est intitulée « The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables ». Elle est co-publiée par l’OCDE et la Nuclear Energy Agency.

    Avant que certains ne crient à l’étude pro-lobby nucléaire, je rappelle que la NEA est une agence intergouvernementale destinée à favoriser la coopération entre pays nucléaires ou souhaitant le devenir et pas un syndicat de vendeurs de centrales. Et l’étude m’a parue très objective et plutôt conservatrice niveau chiffres.

    Vous entendez souvent les partisans de scénarios 100 % renouvelables dire que le coût du kWh éolien ou photovoltaïque est passé en dessous de celui du nucléaire et citer cette courbe, au demeurant globalement exacte, à l’appui :

    Le coût ainsi calculé est un LCOE : coût actualisé de l’électricité.

    C’est grosso modo le « coût moyen en sortie d’usine du kWh produit tout au long de la vie de l’usine ». Il est calculé en intégrant toutes les dépenses en capital, opérationnelles et de carburant, pendant la durée de vie de l’usine. Ce coût total de possession est divisé par la quantité d’énergie utile fournie à la grille.

    Le tableau ci-dessous résume les coûts pris en compte pour le nucléaire et l’éolien ; en vert la caractéristique la plus favorable :

    La prise en compte de tous ces facteurs aboutit donc logiquement à un LCOE éolien nettement plus faible que celui du nucléaire.

    Mais le LCOE ne prend pas en compte les coûts dits systémiques imposés à la grille par l’intermittence du solaire et de l’éolien. C’est tout l’intérêt de l’étude OCDE-NEA d’expliquer avec force détails et calculs comment ces coûts varient avec la proportion d’ENRi.

    L’étude parvient à la conclusion que les coûts globaux de distribution de l’électricité croissent avec l’inclusion d’une part croissante d’ENRi dans la grille. Les scénarios comparés vont de 0 à 75 % d’ENRi.

    Les pourcentages d’ENRi sont à comprendre en pourcentage de l’électricité produite, pas de la puissance installée. Nous verrons combien ce point est essentiel.

    Dans le scénario de base, l’essentiel de la production est nucléaire. Dans le scénario 75 %, le nucléaire tombe à zéro.

    Notez que tous les scénarios…

    … conservent une petite part d’électricité générée par du gaz mais dans des circonstances différentes qui n’engendrent pas les mêmes coûts. Nous le verrons plus tard.

    Le scénario « low cost VRE » correspond à une situation fictive où les coûts de l’éolien terrestre seraient encore divisés d’un tiers, ceux de l’éolien offshore de deux tiers, et où des mécanismes optimaux de marché alloueraient aux ENRI une « part de marché idéale », calculée à 35 %.

    Ce scénario « low cost VRE » semble très irréaliste (voir en fin du thread ). Les coûts des autres scénarios sont établis à partir de technologies existantes. L’étude a modélisé un pays fictif aux caractéristiques très proches de la France, interconnecté avec des régions frontalières selon le schéma suivant : c’est donc certes une modélisation théorique mais comparable à une situation bien réelle, en l’occurrence la nôtre, et c’est bien pratique !

    Et donc voici comment évoluent, selon l’étude, les coûts globaux de génération de l’électricité entre un scénario de base très nucléaire et les scénarios avec davantage d’ENRi : ils sont très nettement croissants (détail des chiffres un peu plus loin).

    Nous avons avec l’Allemagne un exemple de pays avec 30 % d’ENRi qui a vu ses coûts d’électricité fortement augmenter, de 50 % en nominal et de 28 % hors inflation depuis 2006. Même si le scénario de base allemand n’est pas du tout le même (plus de fossiles)…

    Cet exemple montre bien un phénomène d’accroissement des coûts corrélés avec la part des énergies renouvelables intermittentes et clairement identifiés comme tels.

    Comment est-ce possible ?

    « Mais comment est-il possible que le coût global de la grille augmente en augmentant la part d’énergies au LCOE plus faible », vous demanderez-vous à juste raison.

    Le mérite de l’étude OCDE-NEA est d’expliquer clairement qu’au LCOE, chaque mode de production ajoute des coûts supportés par la grille et que les coûts de l’intermittence des énergies éolienne et solaire sont supportés par les autres modes.

    Ces coûts supplémentaires sont appelés « coûts d’intégration » par l’étude. Ils comportent des profile costs , que je traduirais par « coût de la surcapacité », les coûts d’équilibrage de la grille ( balancing costs ), les coûts de « densité » de la grille ( grid costs ).

    Les « options de flexibilité » sont principalement le pilotage des réserves d’hydroélectricité et les possibilités offertes par l’interconnexion des grilles qui viennent réduire les surcoûts d’intégration, mais de très peu par rapport auxdits surcoûts.
    Voici comment ces coûts se décomposent dans les divers scénarios et influent sur le coût global de la distribution d’électricité dans le pays modèle, dont on rappelle qu’il ressemble beaucoup à la France. les profile costs sont prépondérants à partir de 30 % d’ENRi.

    L’étude (en comptant 1,1 dollar/euro) estime donc à : environ 1,8 milliard d’euros le surcoût d’une grille à 10 % d’ENRI (+5 %/scénario de base) ; environ 7,3 milliards d’euros à 30 % d’ENRi (+21 %) ; environ 13,6 milliards d’euros à 50 % d’ENRi (+42 %) ; et environ 30 milliards d’euros à 75 % d’ENRi (+95 %).

    L’étude a été publiée en 2019 sur la base de chiffres 2015 à 2017. En 2020, avec 70 % de nucléaire, donc très proche du cas étudié, et consommant à peu près la même quantité d’électricité, la France a dû débourser près de 6 milliards d’euros de soutien aux ENRi avec 9 % de pénétration.

    Ce chiffre est donc nettement supérieur au surcoût de 1,8 milliard chiffré par l’OCDE-NEA à 10 % d’ENRi. Je ne saurais dire quelle est la part de sous-estimation de l’étude, plutôt conservatrice dans ses hypothèses, et celle d’inefficacité négociatrice de l’État français, qui se fait peut-être gruger par le lobby ENRi, et pourrait avoir adopté un dispositif de soutien aux ENRi trop favorable par rapport aux surcoûts réels.

    Les surcoûts

    Même s’ils sont peut être sous-estimés, ces surcoûts sont déjà énormes.

    Examinons-en la nature en commençant par le plus important d’entre eux, le profile cost , ou coût de la surcapacité.

    Premier surcoût d’intégration : profile costs , coûts de la surcapacité.

    Un MW installé de nucléaire coûte peut être quatre fois plus cher en investissement que le MW installé en éolien mais son facteur de charge est potentiellement quatre fois plus élevé dans un pays européen (en pratique 3,5 fois).

    Voici donc toutes les capacités installées nécessaires pour satisfaire une demande électrique de 537 TWh dans les différents scénarios :

    Mais ce n’est pas tout : non seulement il faut bien payer pour cette capacité redondante mais la nature du courant électrique (non stockable à coût acceptable) et la nature non pilotable du solaire et très peu pilotable de l’éolien obligent à réduire la production des autres usines lorsqu’il faut laisser passer en priorité dans la grille une production excédentaire non pilotable des ENRi.

    Par conséquent, les autres usines voient leur facteur de charge réduit par les ENRi.

    Vous vous souvenez que le LCOE est égal à la somme des coûts fixes et variables divisés par la production. Si vous réduisez la production, malgré la réduction des coûts variables liés au carburant, vous augmentez mécaniquement le LCOE !

    Ce phénomène est déjà observé en Allemagne dont les centrales thermiques voient leur rentabilité chuter parce qu’elles doivent réduire leur production en faveur des ENRi. Mais ce surcoût serait bien pire avec des centrales nucléaires.

    En effet, nous avons vu que le LCOE du nucléaire est en grande partie composé de coûts en capital. Donc l’effet d’éviction de la production sur le LCOE sera bien plus important pour une centrale nucléaire qu’avec une centrale classique.

    En langage d’économiste, l’intermittence impose aux autres centrales non intermittentes une externalité négative que les mécanismes actuels de tarification des ENRi ne font pas porter aux producteurs desdites ENRi mais par des taxes sur les consommateurs finaux. En effet, les producteurs éoliens/PV sont payés au kWh produit, indépendamment que cette production survienne quand elle est utile ou quand elle ne l’est pas. Ce phénomène de profile cost est déjà expérimenté par la grille européenne de façon parfois caricaturale lorsque les gestionnaires de réseaux scandinaves doivent littéralement payer la grille allemande pour qu’elle accepte leur électricité excédentaire.

    Ce phénomène de « prix de gros négatif » de l’électricité était une rareté avant l’arrivée des ENRi. L’étude note une forte augmentation du phénomène avec le déploiement des ENRi, de 56 heures en 2012 à 146 heures en 2017.

    Pourquoi ? Parce que à ce moment, la demande allemande n’est pas assez élevée pour absorber cette électricité et que la grille allemande doit donc faire en sorte que les fournisseurs d’énergie pilotable classique coupent leur production => prix très bas, voire négatifs.

    Enfin, quand il y a trop de capacité éolienne dans la grille, certaines éoliennes doivent être arrêtées lors des périodes de trop forte production, ce qui augmente là aussi mécaniquement leur LCOE.

    En Grande-Bretagne, les coûts directement payés aux centrales (qu’elles soient éoliennes ou gaz) pour réduire leur production sont actuellement de environ un milliard de livres (1,1 milliard d’euros) et pourraient s’envoler à environ 2,6 milliards d’euros en 2026.

    Les « coûts de grille » ( grid costs ) sont liés à la plus grande surface occupée par les éoliennes, donc l’augmentation du nombre de points de connexion, ainsi que des pertes par transport sur de plus longues distances lorsque le vent souffle seulement dans certaines régions.

    Les « coûts d’équilibrage de la grille » ( balancing costs ) sont liés à la nécessité de conserver davantage de centrales gaz actives pour amortir les à-coups de production liés aux sautes de vent de l’éolien. Les turbines gaz tournent au ralenti et conservent ainsi une énergie cinétique suffisante pour entrer en action à quelques secondes près en cas de variation brusque de la puissance envoyée dans le réseau par l’éolien.

    Une part de production par centrales gaz est conservée car en l’état actuel de la technologie, le nucléaire n’est pas un bon amortisseur de chocs, il ne peut pas faire varier sa puissance instantanément.

    Cette part est quasi identique dans tous les scénarios :

    Mais les auteurs notent que plus la pénétration des ENRi augmente, plus la capacité nécessaire de centrales gaz pour générer la même quantité d’énergie augmente : trois fois plus pour le scénario 75 % !

    Les auteurs notent d’ailleurs que malgré ce taux de fonctionnement plus faible, le nombre de cycles démarrage-arrêt-redémarrage des centrales de Back Up en augmentera les coûts de fonctionnement et les risques d’usure prématurée.

    Pire encore…

    Pour des raisons technico-économiques trop longues à développer, les centrales dites « à cycle ouvert » OCGT sont préférables aux centrales à cycle fermé (CCGT) pour assurer cette fonction de Gaz Peaker de l’éolien mais elles ont l’inconvénient d’émettre 52 % de CO 2 de plus que les centrales CCGT par MWh produit.

    Ce qui m’amène à examiner l’intérêt CO 2 des différents scénarios.

    Les accords de Paris impliquent de faire passer les émissions de CO 2 par kWh d’électricité produite de 430 g (moyenne OCDE actuelle) à 50 g. Avec 70 à 80 g selon les années, la France est déjà proche de l’objectif.

    Voici les émissions de CO 2 par kWh et par source en France selon le site @electricityMaps : le nucléaire est le plus performant, les fossiles émettent de 125 à 200 fois plus.

    Hé oui, le nucléaire est plus performant que l’éolien ou le solaire. La raison en est simple : par MWh produit tout au long du cycle de vie, une centrale nucléaire utilise environ 15 fois moins de matériaux que l’éolien, matériaux qu’il faut miner, raffiner, usiner, etc.

    On en déduit que n’importe quel mix qui ne comprendrait aucune électricité fossile serait en dessous de 50 g/kWh, mais qu’inclure ne serait-ce qu’un peu de fossiles peut nous faire passer au-dessus.

    Illustration avec la France d’aujourd’hui …

    Les fossiles (principalement le gaz) représentent 7,1 % de la puissance demandée moyenne mais 83 % des émissions liées à la production électrique sur l’année 2021.

    Donc non seulement les ENRi sont un peu moins bonnes que les centrales nucléaires du point de vue du CO 2 émis mais les scénarios à haut niveau d’ENRi imposent une augmentation des émissions des centrales gaz de backup .

    Ajoutons que les grilles à « haut niveau d’ENRi » sont moins protégées par une année de « cygne noir climatique ». Si une période sans vent ni soleil plus élevée que ce que nous avons connu se matérialisait, les risques de blackout seraient plus nombreux ; et dans le scénario 75 % qui n’aurait plus de centrales nucléaires et des backups 100 % gaz, les émissions augmenteraient encore plus fortement.

    Dans une autre étude l’Agence internationale de l’Énergie résume par cette excellente formule le problème posé par l’intégration massive d’ENRi dans des grilles conventionnelles ou nucléaires :

    La valeur systémique des énergies renouvelables intermittentes tel que l’éolien et le solaire décroît lorsque leur part dans la production électrique augmente.

    Bref, l’étude OCDE-NEA (qui colle avec les « résultats expérimentaux » de la France et de l’Allemagne) montre qu’en l’état actuel des technologies, l’inclusion d’ENRi dans un pays fortement nucléarisé n’a AUCUN intérêt ni économique ni climatique. Un gouvernement sensé devrait dire « STOP, nous n’avons pas besoin d’augmenter la part des ENRi, arrêtons tout nouveau contrat de rachat garantis aux producteurs solaires et éoliens et reconcentrons-nous sur le nucléaire qui fut notre force ces derniers 50 ans !

    Mais nos dirigeants sont en train de faire tout l’inverse et devraient voter le 10 janvier prochain la catastrophique loi d’accélération du déploiement des ENR.

    Les raisons de cet entêtement m’interrogent.

    Vous pourriez m’opposer les objections suivantes :

    L’étude est basée sur des chiffres 2015-2017, mais les ENRi ne vont-elles pas encore voir leur prix baisser ?

    L’étude est celle des technologies existantes, les progrès des ENRi ne vont-ils pas changer la donne ?

    Vous n’avez pas parlé du scénario low cost VRE de l’étude qui indique une baisse de coût de grille, pourquoi ?

    La filière nucléaire a aussi ses problèmes, son LCOE augmente (cf twitt #7), comment vont évoluer les LCOE comparés du nucléaire et de l’éolien ?

    Et le foisonnement, change-t-il la donne ?

    L’étude ne considère le stockage de l’énergie produite en période de « surplus météo » que de façon marginale, pourquoi ?

    Toutes ces questions (et d’autres) sont excellentes mais ce billet étant déjà trop long, elles feront l’objet d’une suite dans quelques jours !

    Un billet tiré initialement du Thread de Vincent Bénard.

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      Éolien : le vent n’est pas et ne sera jamais rentable

      Michel Negynas · ancapism.marevalo.net / Contrepoints · Monday, 18 January, 2021 - 03:30 · 5 minutes

    renouvelables

    Par Michel Negynas.

    Au départ, il y a plus de vingt ans, est née une fausse bonne idée : le vent est gratuit, et l’exploiter est le moyen le plus vertueux de produire de l’énergie.

    Cela fait partie des rêves écologistes, sympathiques au départ, avec un brin de poésie… mais qui tournent au vinaigre en face des réalités. C’est une situation assez courante, et la réponse de l’ écologisme politique est en général de se perdre dans la dissonance cognitive, c’est-à-dire de compenser par une fuite en avant idéologique ce que lui révèlent les données factuelles.

    Les subventions et les avantages initiaux donnés à la filière ne sont pas, en eux-mêmes, choquants. En effet, pour atteindre des coûts et des performances pérennes, toute activité a besoin d’expérience et d’effet d’échelle… Mais jusqu’à un certain point.

    Ainsi, en France, mais c’est vrai pour les autres pays occidentaux, dans un marché qu’on voudrait libéralisé, l’éolien bénéficie encore des avantages suivants :

    L’obligation d’achat

    C’est l’avantage le plus décisif et le plus étranger à un marché qui se voudrait libéral. Quel que soit le besoin, dès que les éoliennes produisent, le réseau doit acheter cette électricité. Cela oblige les autres producteurs à freiner leurs livraisons, et donc augmente leurs coûts au kWh, puisque leurs frais fixes sont moins couverts. Ceci est particulièrement défavorable au nucléaire, dont les frais fixes sont prépondérants par rapport aux coûts variables du combustible.

    Pire, dans certains contrats, si on oblige les opérateurs à arrêter leurs éoliennes (par exemple si, en été, le vent donne plus que les besoins), les opérateurs reçoivent une contrepartie égale à ce qu’ils produiraient à puissance maximale au prix qui leur est garanti. Ces opérateurs gagnent ainsi plus d’argent à ne pas produire qu’à produire.

    Les surcoûts

    Engendrés par l’intermittence et les caractéristiques technologiques ils sont supportés par le réseau. Comme montré dans un précédent article, ces coûts sont énormes. Par exemple, pour l’ offshore , le raccordement peut représenter 25 % de l’investissement total .

    Les prix d’achat

    Ils ont été longtemps fixés indépendamment de toute référence de marché. Ils sont maintenant soumis au marché, mais avec une compensation entre un prix garanti et le prix spot. Cela aurait pu paraître plus raisonnable, sauf que plus les prix spots sont bas, plus cela coûte à la collectivité. Et on verra que les prix spots seront de plus en plus souvent très bas.

    Les régulateurs

    Sous la pression des opérateurs, ils relâchent les règles sanitaires, sociales et environnementales d’autorisation des installations. Il est en théorie plus simple d’ériger cinq éoliennes de 250 m de haut que de construire un hangar de stockage d’électroménager. Seules les actions juridiques des opposants freinent l’hystérie des autorités et les actions marketing des opérateurs, lesquels sont souvent à la limite de l’éthiquement correct.

    La réalité crève les yeux

    Mais une activité qui a encore besoin d’être soutenue artificiellement après plus de vingt ans, et alors que les coûts sont arrivés à maturité, cela pose évidemment des questions embarassantes. D’autant plus que l’Allemagne nous fournit gracieusement une expérience en vraie grandeur de ce que nous prévoyons, nous aussi, de réaliser. Elle a construit 72 GW d’éolien. Voilà ce que cela donne sur la semaine du 11 au 17 janvier. Tout est en ligne sur le site Energy charts de Fraunhofer :

    L’apport du vent a varié en quelques jours de 40 GW à 4 GW ! Et où est le stockage, maintes fois promis, pour compenser l’intermittence ? Il n’existe pas, et ne sera jamais, et de loin, à hauteur des enjeux .

    Alors, qu’est ce que ça donne sur les prix de marchés (en bourse, pas les prix subventionnés). Eh bien le site de Fraunhofer publie une courbe pour l’année 2020 absolument parlante qu’il convient d’analyser.

    Sur cette courbe, on constate plusieurs éléments factuels :

    • Le réseau de points est bien plus dense entre 0 et 20GW, cela reflète bien que même quand elles tournent, les éoliennes sont généralement loin de leur puissance nominale.
    • Des écarts énormes de prix, de plus 200 euros à moins de 75 euros. Même si ces évènements sont rares, ils dénotent quand même un marché qui dysfonctionne.
    • Une remarquable anticorrélation linéaire entre prix de marché et puissance délivrée par l’éolien ; sans vent on est à 40 euros, un prix probablement très influencé par les prix de cession (imposés) du nucléaire. À environ 60 GW de vent, on est à zéro.

    Cette courbe reflète un raisonnement tellement bête que nos gouvernements successifs ne semblent pas l’avoir compris ; l’ENA prépare à de puissantes circonvolutions sémantiques, pas à des constatations factuelles.

    En effet, à partir d’une certaine pénétration de l’éolien dans le mix, soit il n’y a pas de vent, le prix de marché est élevé car la denrée produite est rare. Mais les éoliennes n’ont rien à vendre. Soit il y a pléthore, et la valeur du produit chute drastiquement car tous veulent vendre. Cela est du à une caractéristique essentielle et constamment occultée de l’électricité : à chaque seconde, la production doit égaler la consommation en tous points du réseau. Or, contrairement au discours des opérateurs d’ENR, généralement, la situation venteuse est la même sur une grande partie de l’Europe, y compris en mer. Il y a très souvent pénurie, ou, a contrario , surproduction. Et plus d’interconnexion ne changera rien.

    Conclusion

    Par nature l’éolien ne peut être rentable dans un marché vraiment libéralisé. Il ne le sera jamais. Il ne produit que lorsque les prix sont inférieurs à ses seuils de rentabilité. Et cela ira de pire en pire : actuellement, l’Allemagne a encore la possibilité d’exporter ses surplus sur ses voisins. Qu’en sera-t-il lorsque ceux-ci en seront au même point qu’elle ?

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      Les énergies renouvelables sont toxiques pour l’éternité

      Michel Gay · ancapism.marevalo.net / Contrepoints · Monday, 9 November, 2020 - 04:25 · 8 minutes

    Par Michel Gay 1 .

    Les quantités de déchets provenant de l’éolien et du solaire photovoltaïque, notamment, sont beaucoup plus importantes que ceux du nucléaire pour une même quantité d’électricité produite.

    Et ces déchets « renouvelables » sont éternellement toxiques, contrairement aux déchets radioactifs dont la dangerosité décroît avec le temps.

    L’électricité nécessite des moyens de production

    L’électricité est toujours issue de moyens (éoliennes, panneaux, barrages, centrales,…) générant des déchets lors de leur construction (extraction des matières premières du sol), de leur exploitation et de leur démantèlement.

    Une partie seulement des déchets éoliens et photovoltaïques est recyclée , le reste (les déchets ultimes) est abandonné dans des décharges, brûlé ou enfoui .

    Ainsi, pour l’éolien, le béton et le ferraillage des socles ne sont pas retirés du sol, et certaines pales sont enfouies dans des décharges , ou brûlées avec émissions de molécules toxiques organochlorées ( dioxines ) .

    Les quantités de matières premières (principalement béton, acier, aluminium et cuivre) et de déchets doivent être comparées à l’aune de la production d’électricité de chaque moyen de production.

    Ainsi, pour une même puissance installée , un réacteur nucléaire, à présent prévu pour fonctionner 60 ans, produit annuellement en France environ 4 fois plus d’électricité (pilotable, elle…) qu’une éolienne dont la durée de vie est de l’ordre de 20 ans. Il faudra donc construire successivement trois éoliennes pour atteindre les 60 ans.

    Pour une même production d’électricité que le nucléaire, la consommation de matériaux de construction des éoliennes doit donc être multipliée par 12 (4 x 3), ce qui engendre autant de déchets.

    Pour les panneaux photovoltaïques, le gâchis écologique est encore pire. Leur temps de fonctionnement équivalent pleine puissance en Europe (facteur de charge) est d’environ 1000 heures, soit 7,5 fois moins que le nucléaire. Leur durée de vie étant de 30 ans, ils consomment 15 fois plus de matériaux que le nucléaire pour une même production d’électricité.

    Le nucléaire est considérablement moins gourmand en matières premières et laisse beaucoup moins de déchets que l’éolien et les panneaux photovoltaïques pour une même quantité d’électricité produite, et c’est là un avantage considérable .

    De plus, les matières premières nécessaires au développement de l’éolien et du solaire photovoltaïque sont peu présentes dans le sous-sol de l’Europe qui devra donc les importer et s’inscrire dans une compétition internationale pour s’en procurer. Ce « détail » a visiblement échappé aux zélateurs des énergies renouvelables.

    Et des métaux « critiques »

    L’éolien et le solaire utilisent aussi des métaux qui leur sont spécifiques, dits critiques (terres rares), notamment dans les aimants permanents des génératrices d’électricité.

    Ainsi, les éoliennes en mer (durée de vie 20 ans) utilisent environ 200 kg de néodyme et de dysprosium par mégawatt (MW) installé, soit 600 kg sur une durée de 60 ans (10 grammes par mégawattheure (MWh) produit).

    Ces terres rares , bien que ni toxiques ni radioactives par elles-mêmes, sont séparées avec des produits chimiques agressifs de minerais contenant des éléments radioactifs (thorium, uranium et leurs descendants). Leur exploitation accumule donc des quantités importantes de déchets ultimes toxiques ou radioactifs mal gérés, à l’origine de graves problèmes sanitaires , notamment en Chine.

    Quelle consommation ?

    Si le nucléaire consomme environ 20 grammes de combustible uranium par MWh, seule une petite partie ( un gramme par Français et par an) constitue des déchets ultimes potentiellement dangereux. Ils sont définis avec précision, parfaitement confinés et gérés en France par l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs ( ANDRA ).

    Mais l’opinion publique en a peur à cause des déclarations anxiogènes incessantes des médias qui soulignent complaisamment, à tort, les progrès du recyclage des déchets issus du démantèlement de l’éolien et du photovoltaïque.

    Or, l’éolien consomme 250 grammes de composites et de fibre de verre non recyclés par MWh.

    En effet, plus 20 tonnes de ces matériaux carbonés sont nécessaires pour la fabrication des pales d’une seule éolienne de 2 MW (produisant 80 000 MWh en 20 ans, soit 60 tonnes pour produire 240 000 MWh sur une période de 60 ans).

    Pour les panneaux photovoltaïques, le silicium (encore 90 % des panneaux actuels) est extrait industriellement de silice issue des rares filons de quartz très pur, et non à partir du sable des plages.

    Le tellure (un des éléments les plus rares de l’écorce terrestre) et le cadmium font partie des éléments toxiques qui sont intimement liés à leur support. Leur recyclage est donc difficile et insuffisant . La durée de vie infinie de ces déchets qui s’accumulent les rend potentiellement plus dangereux que ceux du nucléaire.

    100 % renouvelables avec du stockage ?

    Si, en plus, comme l’ADEME l’envisage , l’électricité éolienne et photovoltaïque devait être stockée avec de l’hydrogène ou du méthane « vert », alors il serait nécessaire de construire 4 fois plus d’éoliennes ou de panneaux solaires, multipliant ainsi les déchets (à ajouter à ceux de la chaîne de production de l’hydrogène ou du méthane) pour une même quantité d’électricité fournie au consommateur.

    Il y aurait donc environ 50 fois plus (4 x 12 pour l’éolien ou 4 x 15 pour le solaire) de matières premières à extraire et de déchets à traiter qu’avec des centrales nucléaires pilotables… qui ne peuvent être remplacées que par d’autres centrales également pilotables à gaz et à charbon, comme en Allemagne .

    Or, ces dernières émettent de grandes quantités de CO2, de méthane, et aussi d’uranium , de cendres, de particules fines et de polluants atmosphériques dangereux, dont une grande partie est dispersée dans l’air et restent pour toujours dans les sols jusqu’à de grandes distances des lieux d’émission !

    La désinformation de l’opinion publique sur le nucléaire par certains politiciens « verts », avec la complicité de la plupart des grands médias, souligne uniquement ses dangers potentiels (notamment ceux des déchets) et passent sous silence ceux, bien plus importants, des autres modes de production d’électricité, ainsi que leur  dépendance aux matières premières nécessaires.

    En revanche des associations écologistes semblent apprécier le gaz importé de Russie comme énergie dite de transition. Mais elles restent étonnamment discrètes sur la toxicité chimique permanente (et donc éternelle) de l’arsenic, du cadmium, du fluor, du mercure, du cuivre du cadmium, du tellure, et des polymères incrustés dans le verre… présents dans les éoliennes et les panneaux photovoltaïques, avec encore bien d’autres éléments non recyclables dangereux pour la santé.

    Or, la forte toxicité de ces éléments et de leurs composés non recyclés ne décroît pas avec le temps et s’accumulent.

    En définitive, par rapport au nucléaire, pour disposer d’une même quantité d’électricité, l’éolien et le solaire consomment beaucoup plus de matières premières et sèment beaucoup plus de déchets toxiques… pour l’éternité ! 2

    1. Article établi à partir du Chapitre 11 du document « Éolien et photovoltaïque : la trahison des clercs » de Bernard Durand et Jean-Pierre Riou.
    2. Annexe

      Les déchets nucléaires sont-ils dangereux ?

      Non, s’ils sont rigoureusement gérés comme c’est actuellement le cas .

      La radioactivité est présente depuis toujours partout dans notre environnement . Il y a des éléments radioactifs naturels dans l’atmosphère, les rivières, les sols, le béton de nos habitations, le bois de nos meubles, dans presque tous nos aliments et, bien sûr, dans les engrais potassiques épandus dans les champs.

      Il y a aussi de l’uranium 238 et du thorium 232 naturels par dizaines de kilogrammes (la teneur peut varier de 0,1 kg à 50 kgs par tonne) dans les premiers mètres du sous-sol de nos jardins, avec leurs descendants radioactifs, dont le radon 222 et le polonium 210. Le Rhône charrie environ 30 tonnes d’uranium chaque année.

      Les organismes, dont le nôtre, ont développé des mécanismes de défense cellulaire efficaces (jusqu’à une certaine dose). Notre corps contient des éléments radioactifs comme le carbone 14 et le potassium 40 (10 à 20 mg) dont la demi-vie (le temps nécessaire pour que la moitié se désintègre) est de plus d’un milliard d’années !

      L’espérance de vie des Français n’est pourtant pas diminuée , ni celle des habitants de la Bretagne, du massif-central ou des Alpes, car les doses de radioactivité reçues sont faibles et probablement bénéfiques .

      L’important n’est pas la durée de vie des déchets radioactifs (dont la radioactivité est d’autant moins intense et dangereuse qu’elle dure longtemps), mais les doses susceptibles d’être reçues.

      Or, celles provenant de la production d’électricité nucléaire et de ses déchets sont, et seront, très faibles et ponctuelles (et le plus souvent nulles) devant celles provenant de la radioactivité naturelle généralisée partout dans la nature (sols, rivières, air, mers,…).