USA : la « beauté » du gaz de schiste pour sauver le climat est un leurre

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Avec 52 dollars le baril à la bourse de New-York et un prix du gaz naturel parallèlement en chute libre les industriels du pétrole et du gaz de roche mère (schistes) aux Etats-Unis sont aux abois. Déjà criblés de dettes (qui ne seront jamais remboursées à moins que l’Iran bloque le détroit d’Ormuz) ils sont condamnés à brûler le gaz naturel qui jaillit mélangé à du pétrole des forages pratiqués dans le Bakken et les schistes permiens. En effet il n’existe pas d’infrastructures pour transporter ce gaz par gazoduc vers les usines de liquéfaction situées au Texas, sur la côte du Golfe du Mexique. Pour les trois premiers mois de l’année 2019 quelques 660 millions de pieds-cube de gaz ont été tout simplement brûlés et les fumées répandues dans l’atmosphère.

Pour les non-spécialistes dont je fais partie un pied-cube représente 0,0283 mètre-cube mais dans l’industrie gazière il représente le nombre de molécules de gaz naturel étant entendu que ce gaz – dont le gaz de schiste – ne contient pas nécessairement que du méthane. La cotation en bourse du gaz naturel s’exprime sur la base du million de pieds-cube dont le symbole est MMcf ou millier de milliers de pieds-cube. Dans les conditions standard de pression et de température (288 °K et 101,56 kPa) un pied-cube contient 1,198 gramme de molécules de gaz naturel. Dans le bassin permien plus de 20 % du gaz provenant des forages a été brûlé en 2018. Dans l’Etat du Dakota du Nord les autorités ont fixé une limite à cette pratique qui est selon la loi de 15 % du gaz provenant des forages. Or toutes les entreprises ont outrepassé cette limite dès l’année 2016, un fait qui a mis en émoi la section locale du Sierra Club. La totalité du gaz brûlé dans le Dakota du Nord par les exploitants du Bakken durant le mois de mars 2019 aurait suffi à assurer le chauffage de toutes les habitations de cet Etat pendant 10 ans !

Plus incroyable encore, comme l’Etat dépend pour ses revenus des taxes sur le pétrole recueilli, limiter les extractions pour limiter le brûlage du gaz aurait également réduit les ressources financières et par conséquent les autorités laissent faire … De ce fait les statistiques parvenant à l’Environmental Defense Fund sont toutes fausses. Enfin pour aggraver le tableau déjà franchement déplorable, si le gazoduc reliant les champs gaziers et pétrolifères tant de Bakken que du Permien n’est toujours pas terminé le simple fait que les cours du gaz naturel pratiqués au hub de Waha où se trouvent des unités de liquéfaction sont chroniquement dans une zone négative. en d’autres termes le « gaz naturel de schiste » provenant de ces bassins d’une manière ou d’une autre comme par exemple compressé est loin d’être rentable : il vaut bien mieux le brûler sur place …

La « beauté » du gaz de schiste est donc un leurre, du moins aux USA où les infrastructures de transport sont cruellement inexistantes. Chaque mois le gaz naturel brûlé représente la consommation mensuelle de trois pays comme Israël, la Colombie ou la Roumanie, ça laisse rêveur.

Source : Oilprice.com

Mix énergétique (électrique) : caractéristiques et coûts

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Le dernier volumineux rapport de l’Agence de l’Energie Nucléaire (NEA) sous l’égide de l’OCDE publié le 25 janvier 2019 et disponible sur le site de l’OCDE indique clairement que plus la part des énergies renouvelables par nature variables (VRE, acronyme de variable renewable energy) augmentera plus les coûts pour les consommateurs finaux qui seront élevés sous forme de nouvelles taxes et ceci quels que puissent être les scénarios choisis. Cette constatation est la directe conséquence de la nature même des énergies électriques renouvelables. En effet les VRE sont :

1. variables. La production d’énergie électrique fluctue avec la disponibilité de la ressource, vent ou Soleil. En raison de cette variabilité ces VRE ne sont pas dispatchables directement sur le réseau électrique.

2. incertaines. En ce sens que la puissance produite ne peut pas être prédite avec précision mais ce point a tendance à s’améliorer de manière infime.

3. contraintes géographiquement. L’efficacité des VRE n’est pas identique sur tout un territoire, ne peuvent pas être transportées et se trouvent souvent dans des régions éloignées de celles qui sont énergivores.

4. non synchrones. Les VRE sont connectés au réseau par l’intermédiaire d’un système électronique de puissance car elle ne sont pas synchrones alors qu’une génératrice dans une centrale électrique classique hydraulique ou thermique produit une énergie synchronisée avec celle du réseau.

5. modulaires. Les VRE sont produites par des unités beaucoup plus petites que les usines de production classique, ce qui induit des surcoûts de sous-réseaux.

6. À coûts variables faibles. Une fois construites les unité de VRE fonctionnent avec des coûts très faibles puisque la source d’énergie est gratuite.

Il est important de s’attarder sur le point 6. car si les coûts variables de production des VRE sont faibles ils ne se répercutent pas sur le coût final du kWh en raison précisément de la variabilité et de l’incertitude de cette production. Ces deux caractéristiques génèrent des surcoûts considérables pour la gestion du réseau en aval. Dans ce rapport divers scénarios sont abordés pour atteindre le même objectif à l’horizon 2050 de 50g de CO2 par kWh produit dans le cadre de la limitation à 2°C du réchauffement du climat. Il définit une approche globale du système de production, dans ce même cadre, de l’ordre de 540 GWh afin d’éviter au maximum les risques de perturbation majeure du réseau existant. Il s’agit d’un mix comprenant un peu d’hydraulique, du nucléaire et un peu de gaz avec un réseau robuste pour définir un coût lissé du kWh. La « contrainte carbone », dans ce scénario de base est fixée à 35 dollar par tonne de CO2, montant suffisamment dissuasif pour éliminer toute unité de production à partir de charbon. Ce scénario est proche de la situation française de production d’électricité qui est la moins coûteuse (toutes taxes comprises) et la moins « carbonée » de tous les pays de l’OCDE. Dans le scénario de base le prix du MWh est estimé à 65 dollars.

Dans des scénarios envisagés avec 10, 30, 50 et 75 % d’énergies renouvelables les coûts lissés du kWh ont été estimés dans le détail en incluant en particulier les investissements nécessaires pour assurer une stabilité du réseau, donc le stockage des VRE dont les coûts ne varieront que très peu à la baisse dans l’intervalle considéré – jusqu’en 2050 – dans la mesure où le principal goulot d’étranglement de cette technologie, le lithium, ne pourra pas être contourné. Il n’existe en effet aucune technologie actuellement industrialisable à grande échelle pour satisfaire les capacités de ce stockage. Les spécialistes approchés lors de la préparation du rapport semblent unanimes pour constater que tous les systèmes de stockage actuellement développés à grand frais (financés par les contribuables), que ce soit l’air comprimé, la chaleur, l’hydrogène ou le pompage-turbinage ne permettront jamais de satisfaire la demande. Sur ce dernier point les sites de pompage-turbinage sont rares sinon absents. Au delà de 30 % de VRE dans le mix énergétique le pilotage de la puissance des réacteurs nucléaires deviendra quelque peu problématique. En conséquence l’instabilité du réseau deviendra un problème ingérable quels que soient les investissements consentis pour éventuellement augmenter les capacités de stockage.

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Un autre volet inhérent à ce mix avec une participation de plus en plus importante des VRE qui est soigneusement mis sous le tapis est l’imprévisibilité totale du marché de l’électricité et l’accroissement du nombre d’heures de production d’électricité à 0 dollar/MWh, en d’autres termes une production électrique sans valeur car la demande est inférieure à la production. Il s’agit d’une caractéristique inhérente aux VRE. Ce phénomène a déjà détérioré la situation financière des compagnies d’électricité en raison de l’accroissement de la production d’électricité sans valeur marchande et en parallèle l’augmentation du prix spot lors des pointes de consommation.

Pour que les VRE deviennent, dans l’éventualité encore très peu probable d’une solution économique du stockage, rentables il faudra installer au moins trois fois la puissance nominale nécessaire compte tenu de la charge moyenne de ces sources d’énergie qui est de l’ordre de 30 %.

Le scénario idéal serait un mix avec 30 % de nucléaire, 30 % de VRE et 30 % répartis entre le pompage-turbinage, s’il existe des possibilités, et les turbines à gaz. Tant que les décideurs politiques ne prendront pas en compte dans le détail tous les coûts afférents à la transformation des VRE en puissance dispatchable directement pour satisfaire la demande les projets de mix énergétique garderont un caractère spéculatif tant que chaque éolienne et que chaque « ferme » photovoltaïque ne seront pas munies de leur propre capacité de stockage ainsi que de l’électronique de puissance associée pour que l’énergie stockée puisse être instantanément dispatchable sur le réseau.

C’est un challenge de taille nécessitant des investissements gigantesques qui, semble-t-il n’ont même pas été pris en compte. Budgétairement pour un pays de taille moyenne les investissements pour un mix 30-30-30 idéal comme exposé ci-dessus il faudrait investir 16 milliards de dollars par GWh d’électricité d’origine VRE effective et directement dispatchable (page 157 du rapport) sans pour autant effacer tout risque de black-out partiel ou total estimé à 4 jours par an en Europe ! Voilà la réalité surréaliste et alors pour atteindre l’objectif idéal décrit plus haut le prix du kWh ne pourra que très fortement augmenter. Reste à savoir si les consommateurs seront prêts à mettre la main à la poche et à accepter également des forêts d’éoliennes dans le paysage financées aussi par leurs impôts.

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Il n’est pas étonnant que ce rapport n’ait pas tenu compte de la croissance attendue des véhicules automobiles électriques car pour l’instant la pénétration du marché est infime. Mais la situation pourrait se compliquer très sérieusement et devenir à terme insoutenable quels que soient les scénarios choisis. Quand les grandes firmes automobiles allemandes déclarent se tourner vers la voiture électrique ainsi que Peugeot en France, on ne peut que constater que la situation de n’importe quel mix énergétique supposé réduire l’empreinte carbone de la production d’électricité par le développement des VRE ne pourra en aucun cas satisfaire une consommation supplémentaire d’électricité pour réduire à juste titre les émissions de carbone dans le secteur des transports. Ce rapport comporte à l’évidence des omissions trop importantes pour n’avoir pas été prises en compte. Il faut seulement retenir l’estimation de 16 milliards de dollars par GWh d’électricité d’origine VRE qui rend de facto tout projet de mix énergétique irréalisable.

Source et illustration (page de couverture) : rapport OECD-NEA n°7299

Le pic pétrolier, c’est pour quand ?

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Le rapport de l’Agence Internationale de l’Energie (IEA) datant de 1998 prévoyait un « pic pétrolier » pour l’année 2010. On est en 2019 et durant l’année écoulée pas moins de 6 gisements extrêmement prometteurs ont été découverts en 2018 : Guyana, Brésil, Mexique, Texas, Chypre et Mer de Barents (Norvège). Il faut ajouter à ces découvertes celles « promises » par les analyses de logging au Ghana, en Mauritanie, en Namibie et en Afrique du Sud mais aussi sur le plateau continental dans la zone économique exclusive de Madagascar et enfin au large de la Guyane française.

En ce qui concerne l’Afrique du Sud, un nouveau venu dans le club des producteurs de pétrole, les réserves probables semblent être considérables. La première découverte faite par Total dans des couches du Crétacé inférieur à 170 kilomètres des côtes est partculièrement prometteuse puisque le premier forage jusqu’à 3600 mètres de profondeur a permis d’estimer les réserves sur le bloc concerné appellé Brulpadda à plus de 1 milliard de barils équivalents pétrole de condensats mais surtout de gaz. Les fonds marins varient entre 200 et 1800 mètres de profondeur mais Total a acquis une solide expérience en Mer du Nord dans le domaine de l’exploitation en eaux profondes et en forage off-shore profond en particulier autour des Iles Shetland.

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L’Afrique du Sud pourrait à relativement court terme devenir auto-suffisante en gaz alors qu’elle est dépendante de ses importations aujourd’hui. Alors le fameux « pic pétrolier » agité comme un spectre maléfique va-t-il être encore repoussé à une date ultérieure ? Ce concept, plutôt qu’une réalité, est utilisé à des fins de propagande car les incertitudes sur les réserves de pétrole sont considérables. Les Etats ne communiquent pas de données précises et les « majors » du pétrole peuvent sous-estimer comme sur-estimer leurs prévisions. Enfin nul ne connait précisément les réserves en hydrocarbures liquides ou gazeux de la Russie, même pas les Russes, car une grande partie du territoire nationale est encore inexploré. On reparlera donc du pic pétrolier plus tard et tout ce qui est écrit à ce sujet doit être considéré avec précaution …

Sources : Reuters et Total, illustration Total

Le pari énergétique absurde et suicidaire de l’Allemagne

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Ce billet est une traduction d’un article d’Erik Kirschbaum, correspondant à Berlin du Los Angeles Times. À la suite de cette traduction je me suis permis de glisser quelques commentaires.

L’Allemagne, l’un des plus gros consommateurs de charbon du monde, fermera 76 de ses 84 centrales électriques au charbon au cours des 19 prochaines années pour être en accord avec les accords internationaux de protection du climat, selon une déclaration du gouvernement allemand datant du 26 janvier 2019. Cette annonce constitue un changement majeur pour la première économie européenne, un pays qui a été par le passé un leader dans la réduction des émissions de CO2 mais s’est retrouvé à la traîne ces dernières années et n’a pas réussi à atteindre ses objectifs de réduction de CO2. Les centrales au charbon produisent 40 % de l’électricité en légère diminution par rapport aux années précédentes. « Nous sommes arrivés à une décision historique » a déclaré Ronald Pofalla, président d’une commission gouvernementale de 28 personnes lors d’une conférence de presse à l’issue de discussions marathon pendant plus de 20 heures, le 26 janvier 2019 à six heures du matin. Ce pas en avant concluait plus de six mois de discussions houleuses : « Il n’y aura plus de centrales au charbon en 2038 » (en réalité il en restera entre 4 et 8 selon des informations plus récentes). Ce plan comprend également un investissement de 45 millions d’euros pour réhabiliter les régions productrices de charbon et il sera selon toute vraisemblance approuvé par la Chancelière Angela Merkel.

« C’est un grand moment pour la politique climatique de l’Allemagne qui redonnera à notre pays sa position de leader dans la lutte contre le changement climatique » a déclaré Claudia Kemfert, professeur d’économie énergétique au DIW de Berlin, l’institut de recherches économiques. « C’est aussi un signal fort pour le reste du monde de montrer que l’Allemagne redevient sérieuse au sujet du changement du climatique, un grand pays industriel dépendant tellement du charbon et qui a décidé de l’abandonner« . Cette décision est une suite à la précédente décision d’abandonner en totalité l’énergie nucléaire en 2022 motivée par l’accident nucléaire de Fukushima en 2011. Cette première décision avait sérieusement préoccupé les dirigeants d’entreprises car elle conduirait inévitablement à un renchérissement du prix de l’électricité et impacterait donc la compétitivité des entreprises allemandes, d’autant plus que les autres pays n’avaient pas suivi l’Allemagne dans cette décision d’abandonner le nucléaire. Jusqu’à présent 12 des 19 centrales électro-nucléaires ont été définitivement fermées.

Ces deux décisions prises à 8 ans d’intervalle signifient que l’Allemagne ne comptera que sur les énergies renouvelables en 2040 pour produire entre 65 et 80 % de son électricité. Aujourd’hui les énergies dites renouvelables représentent 41 % de la production électrique allemande ayant dépassé de peu le charbon en 2018. Par le passé les émissions de CO2 avaient chuté mais surtout en raison de l’implosion de l’Allemagne de l’Est et de son industrie très polluante. Néanmoins le pays dépend toujours du charbon pour sa production d’électricité. Les compagnies d’électricité et le patronat ont fait pression pour maintenir la production électrique à partir de charbon en particulier pour compenser la fermeture des centrales nucléaires. Directement ou indirectement il y a toujours 60000 personnes qui dépendent de l’exploitation des mines de charbon et de lignite et malgré l’abandon du charbon par l’Allemagne cette source d’énergie restera la première dans le monde encore longtemps.

La commission qui a fait cette dernière recommandation était constituée de représentants fédéraux et des régions, de représentants de l’industrie et des syndicats ainsi que de scientifiques et d’environnementalistes. Bien que s’étant considéré comme un pays leader dans le combat contre le changement climatique l’Allemagne a été contrainte d’admettre qu’elle ne pourrait pas atteindre ses objectifs de réduction des émissions de carbone en 2020 de 40 % par rapport à 1990 mais cette réduction devrait atteindre 32 % dès l’année prochaine. Comme pratiquement tous les pays du monde l’Allemagne ratifia l’accord de Paris consistant à oeuvrer afin de maintenir le réchauffement du climat bien en dessous de 2 degrés et de poursuivre les efforts pour qu’il ne dépasse pas 1,5 degrés. La planète s’est déjà réchauffée de 1 degré Celsius depuis le début de l’ère industrielle en raison de la production d’origine humaine des gaz à effet de serre. De nombreux spécialistes affirment que le monde est confronté aux conséquences de ce réchauffement : élévation du niveau des mers, ouragans plus violents et incendies de forêts.

En dépit des erreurs du passé qui avaient conduit à accuser l’Allemagne d’hypocrisie, Kemfert affirma que la décision prise à l’issue de cette réunion permettra à son pays d’atteindre l’objectif de 55 % de réduction de carbone émis par rapport à 1990 dès 2030 et de 80 % en 2050. Martin Kaiser, directeur de Greenpeace Allemagne et membre de la commission a déclaré : « C’est bien de constater que l’Allemagne a maintenant un plan pour abandonner le charbon et nous sommes en passe de devenir un pays « sans carbone » « . Il s’est aussi félicité de l’abandon de la destruction des restes de la forêt de Hambach à l’ouest de Cologne pour ouvrir une mine de lignite. Malgré cette décision des manifestants ont exprimé leur désappointement devant le Ministère de l’Industrie à Berlin au sujet de l’objectif manqué de réduction des émissions de carbone alors qu’un sondage d’opinion révélait que 73 % des Allemands sont en faveur d’une accélération de l’abandon du charbon. Les leaders de 4 régions (landers) ont été déçus par les décisions de la commission car ils n’ont pas réussi à obtenir les 68 milliards d’aide pour les compensations qu’ils réclamaient. Deux régions vont faire face à des élections difficiles et il est probable que les lands de Saxe et de Brandebourg voient l’émergence du parti d’extrême droite Alternative for Germany (AfD). Cette feuille de route sera réexaminée tous les 3 ans, selon la décision de la commission, et les dates arrêtées pour les objectifs fixés pourraient être repoussées. Ces objectifs sont considérables. Dès 2022 une capacité de 12,5 gigawatts sera arrêtée, le quart de la production électrique à partir du charbon, soit 24 centrales électriques et en 2030 seules 8 centrales devraient encore être opérationnelles pour une puissance de 17 gigaWatts.

Commentaires. Outre le fait que cet article est un pamphlet « climato-réchauffiste » – inutile d’épiloguer ici, ce sera l’objet d’un prochain billet – il révèle que, sous la pression des écologistes et le parti des Verts, emmenés par Greenpeace, l’Allemagne a tout simplement décidé de se suicider économiquement. Prendre des décisions aussi radicales alors qu’il n’existe encore aucune technologie de stockage de l’électricité fiable hormis le pompage-turbinage de l’eau qui reste très limité est absurde. L’exemple des Nouvelles-Galles du sud, de l’Australie du Sud et de l’Etat de Victoria en Australie est révélateur. Les milliers d’éoliennes installées un peu partout dans ces deux Etats n’ont pas été capables d’alimenter les conditionneurs d’air ces dernières semaines – c’est vrai et c’est caricatural – et les Australiens subissent des black-out à répétition depuis le début de l’été austral.

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Par exemple l’unité de stockage d’Elon Musk installée à Hornsdale en Australie du Sud d’une capacité de 100 MW ne peut en pointe délivrer que 129 MWh et ceci pendant une durée limitée à 80 minutes ! C’est vrai aussi et c’est tout aussi caricatural. Or les moulins à vent installés à proximité atteignent difficilement leur pleine production que 28 % du temps. Et c’est ce qui provoque les coupures intempestives car dans la réalité, pour cette seule installation, il a chroniquement manqué 657 MWh qui auraient du être injectés chaque jour sur le réseau au cours du mois de janvier 2019 afin d’assurer la stabilité de ce dernier.

La situation en Australie du Sud préfigure celle que connaîtra l’Allemagne dans peu d’années à moins de réaliser des investissements pharaoniques dans le stockage des énergies intermittentes dites « renouvelables ». L’installation de Hornsdale a coûté au contribuable australien la coquette somme de 150 millions de dollars (AUD). Combien faudra-t-il d’installations de ce type en Allemagne pour assurer un début de stabilité du réseau électrique lorsque la production électrique dépendra pour 80 % des énergies éoliennes et solaires ? Nul ne le sait. Le journaliste du LA Times s’est bien gardé de mentionner ce problème qui selon toute vraisemblance n’a pas été abordé par cette commission gouvernementale. Enfin, l’autre lubie des « Verts » est la smart-grid, le réseau intelligent comportant au pied de chaque éolienne une batterie de stockage de la taille d’un gros réfrigérateur ou alors chez chaque particulier une batterie murale de la taille d’un grand téléviseur pour la modique somme de 7800 euros, chaque consommateur particulier participant à l’élaboration de cette smart-grid. On en est loin. Entre le rêve et la réalité il y à un abysse.

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Enfin le carburant diesel ayant été banni par les mouvements écologistes il faudrait que le gouvernement allemand se pose la vraie question pour sauver son industrie automobile qui s’apprête à se reconvertir aux véhicules électriques puisque le marché du diesel va s’effondrer. Avec une production électrique majoritairement peu fiable comment les Allemands feront-ils pour recharger les batteries de leur voitures électriques fabriquées par Daimler ou Audi ? Je suggère au gouvernement allemand de bien étudier ce problême.

Source et illustration : Los Angeles Times, article d’Erik Kirschbaum du 26 janvier 2019. Autres données relatives à l’Australie : notalotofpeopleknowthat.wordpress.com

Énergie électrique : l’Europe a décidé de se suicider

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Il aura fallu un peu moins de 9 années pour que les deux EPR chinois à Taishan soient successivement connectés au réseau électrique à quelques mois d’intervalle, le résultat d’une longue coopération de 35 années dans le domaine du nucléaire civil entre la France et la Chine datant du premier balbutiement du pays dans ce domaine pour la construction du réacteur nucléaire de Daya Bay de type 900 MWe par Framatome et EDF. Le 29 juin 2018 restera donc une date symbolique tant pour la France que pour la Chine quand le premier EPR du monde a été connecté au réseau suivie du 13 décembre de la même année quand le statut commercial a été finalement accordé à cette installation industrielle après de multiples vérifications ultimes. Pour ceux qui se posent des questions au sujet de cette coopération en profondeur entre EDF et le groupe China General Nuclear Power (CGN) il faut rappeler que plus de 200 ingénieurs français ont travaillé sur le site de Taishan et que 40 compagnies françaises ont été directement impliquées dans la construction de cette usine. Qu’en est-il des accords de transfert de technologie ? Il ne faut pas attendre de réponse de la part d’EDF ni du gouvernement français à ce sujet.

Toujours est-il que cette réalisation qui a nécessité plus de 15000 personnes sur le site est surtout le résultat de la préoccupation de la Chine de disposer d’une source d’énergie propre et disponible à bon marché 24/24 heures tout en évitant l’émission de carbone dans l’atmosphère à hauteur de 21 millions de tonnes par an et par réacteur ainsi qu’à l’acharnement au travail admirable du peuple chinois. Il y a actuellement deux autres réacteurs EPR en cours de finalisation : Olkiluoto-3 en Finlande et Flamanville-3 en France, et sur le site d’Hinkley Point C le tout début de la construction de deux EPR. Pour ce qui concerne l’EPR d’Olkiluoto il se pourrait qu’en cette année 2019 on assiste à la conclusion de la plus longue saga de construction d’une centrale nucléaire en Europe. C’est en 2002 que le gouvernement finlandais manifesta le désir de construire un nouvel équipement électro-nucléaire. Cette décision représentait un changement de politique puisque en 1993 les autorités avaient décidé de ne plus développer l’énergie nucléaire dans le pays. Aujourd’hui avec plus de 7 ans de retard sur le programme initié en 2002 – cet EPR devait être raccordé au réseau en 2012 – le chargement en combustible devrait débuter dans quelques semaines et l’installation être opérationnelle au cours de l’année 2020. Le budget global de la construction de cette usine aura triplé par rapport aux estimations initiales. Quant au réacteur EPR de Flamanville, bien que l’autorisation de fonctionnement ait été accordée par l’agence de sécurité nucléaire française (ASN), il est probable que le couvercle du réacteur soit changé au cours du premier arrêt pour rechargement de combustible puisqu’il présente des anomalies !

Avec l’entrée en service d’Olkiluoto-3 la Finlande pourra réduire substantiellement ses importations d’électricité en provenance de Suède et de Norvège mais pour l’EPR de Flamanville la situation est plus technique que politique, quoiqu’en disent les détracteurs de l’énergie nucléaire car cet installation sera la bienvenue dans un marché européen de l’électricité beaucoup trop volatile.

Et cette volatilité va aller en s’aggravant dans les années à venir pour diverses raisons. Seulement en 2018 plus de 15 GW d’unités de production thermique conventionnelle ont été fermées et seuls 3 GW de production au gaz ont été installés tandis que des modifications significatives du réseau électrique européen ont rendu la Finlande, l’Italie, la Hongrie et la Lituanie encore plus dépendantes de leurs importations d’électricité. De plus dans des conditions hivernales rigoureuses comme l’Europe en connaît actuellement l’Autriche, la Belgique, la Slovaquie et la Slovénie doivent aussi importer de l’électricité. Les politiques de transition énergétique décidées par plusieurs pays européens consistant à abandonner massivement le charbon mais aussi, quoique progressivement, le nucléaire vont au cours des années 2020 encore plus aggraver la situation énergétique de l’Europe. Le bureau d’études Platts Analytics prévoit au cours de cette période des fermetures nettes de 65 GW de puissance installée en particulier pour le charbon dont l’abandon total est programmé pour 2022 en France, 2025 pour la Grande-Bretagne et 2030 pour les Pays-Bas.

Pour le nucléaire l’Allemagne fermera 10 GW de capacité d’ici 2022, la Belgique 6 GW d’ici 2025 et le Royaume-Uni 4,3 GW entre 2024 et 2026. Pour ces EPRs tant en France qu’en Grande-Bretagne il vaut mieux tard que jamais, même si Hinkley Point C ne permettra de pallier que partiellement à ces fermetures d’installations de production. L’avenir électrique de l’Europe semble donc compromis car ce ne sont ni les éoliennes ni les panneaux solaires ni la biomasse devant conduire à une réduction de 50 % des émissions de carbone à l’horizon 2030 qui pourront remplacer toute la puissance installée en particulier nucléaire et quand on sait que la prolongation d’exploitation de certains types d’installations électro-nucléaires peut atteindre plus de 30 années il est évident que ces transitions énergétiques non seulement fragiliseront le paysage électrique européen de manière critique tant pour l’industrie que pour les populations mais constitueront un désastre économique et financier. Autant dire tout de suite que l’Europe a décidé de se suicider …

Source : S&P Global Platts blog The Barrel (blogs.platts.com)

Transition énergétique (suite) : un suicide à l’échelle planétaire !

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La substitution des énergies d’origine fossile par des sources dites renouvelables à l’horizon 2050 afin de diminuer l’empreinte carbone globale va conduire à un impact considérable sur le revenu brut des nations ayant opté pour un tel changement de paradigme énergétique. En choisissant comme modèle de base l’évolution passée – 1980-2000 – des produits intérieurs bruts corrélée à la consommation d’énergies fossiles les prédictions sur l’avenir laissent rêveur sinon perplexe. La croissance économique passée a été principalement alimentée par la disponibilité en une énergie bon marché et non pas comme on a coutume de le penser à tort par les progrès techniques exclusivement. Ceux-ci ont été rendus possibles par l’abondance de cette énergie fossile à bas prix. La croissance économique est en effet étroitement liée à la consommation d’énergie primaire et les besoins en énergie iront croissants pour satisfaire l’accession des pays en développement à un standard de vie proche de celui des pays développés. L’énergie est essentielle pour la croissance parce que toute production de biens est liée au capital, au travail et à l’énergie, trois paramètres intimement liés contrairement à ce qu’indiquent certains modèles économiques inspirés de situations biophysiques.

Le lien entre croissance économique et énergie n’est que très peu « élastique ». Il suffit d’un exemple pour comprendre cette relation très étroite avec le cas des engrais pour l’agriculture. Il faut de l’énergie – beaucoup d’énergie – pour produire des engrais. L’épandage de 50 kg d’engrais azotés par hectare augmente le rendement d’une culture comme le maïs de plusieurs tonnes parce l’azote est un nutriment limitant. Il en est exactement de même pour l’économie : l’énergie est un intrant limitant qui est absolument nécessaire mais pas suffisant car il faut y adjoindre du capital et du travail. Or comme plus de 80 % de l’énergie produite et consommée dans le monde provient des combustibles fossiles, ceux-ci sont donc LE facteur limitant qui apparaitra dans les prochaines décennies dans le cadre de la limitation de la production de carbone. En conséquence, l’effondrement des économies du monde entier sera inévitable.

En restant dans l’hypothèse déjà très défavorable d’une décroissance de l’usage de combustibles fossiles à l’horizon 2050 de 80 % – le but fixé par les pays de l’Union Européenne ( ! ) – et en étendant les prévisions de l’évolution des produits nationaux bruts au monde entier il en résulte une situation pas vraiment enviable à cet horizon 2050. La consommation d’énergie primaire chutera à son niveau du début du XXe siècle. Le produit intérieur brut global sera de 42 % inférieur à celui de 2010. Ce produit intérieur brut global sera de 137000 milliards de dollars (dollars 2015) inférieur à celui pouvant être prévisible selon les modèles largement vérifiés durant la période 1820-2000 qui établissent une corrélation étroite entre consommation d’énergie primaire et croissance économique. Et enfin l’économie mondiale décroitra de 0,6 % par an entre 2015 et 2050 (ce qui est déja le cas en 2018 depuis l’année 2015, la consommation de pétrole étant l’un des meilleurs indicateur de croissance et celle-ci a commencé à décroitre).

Dans ces conditions il est peu vraisemblable que des investissements significatifs puissent être raisonnablement envisagés pour le développement des énergies dites renouvelables sans une paupérisation drastique des populations. Ces populations seront-elles prêtes à sacrifier leur confort de vie pour poursuivre une telle chimère ? Ce n’est malheureusement que l’instauration d’une gouvernance mondiale totalitaire qui pourra permettre d’atteindre de tels objectifs irréalistes. Et la poursuite de tels objectifs sera d’autant plus difficile que les économies, en particulier occidentales, entreront dans une récession brutale et durable. Autant dire que sans un changement complet de paradigme énergétique l’avenir apparaît très sombre. Je suis un ardent défenseur de l’énergie nucléaire qui elle seule peut permettre un avenir à l’humanité qui soit enviable et au risque de me répéter il y a assez d’uranium sur la Terre pour assurer pendant plusieurs milliers d’années une production d’énergie électrique stable, bon marché et non polluante à partir de laquelle tous les process industriels existants aujourd’hui pourront être adaptés.

Il est significatif de constater que les deux pays les plus en pointe dans la progression technologique de l’énergie nucléaire sont la Chine et la Russie. Ces deux pays ont interdit leur accès à Greenpeace. Cette organisation ainsi que d’autres ONGs occidentales y sont considérées comme indésirables …

Source : NIPCC, liens : Hypersustentatrices LLP. 2015 « The World in 2050 : Will the shift in global économic power continue ? et Tverberg, G. 2012 « An energy/GDP forcast to 2050« , Our Finite World

L’évolution à venir du prix du pétrole : de quoi être inquiet …

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Le premier janvier 2020 les bateaux devront réduire l’utilisation de fuels lourds riches en soufre d’une teneur de 3,5 % à seulement 0,5 %. Il s’agit d’une décision de l’Organisation Maritime Internationale (IMO) dont l’objectif est de réduire les émissions d’oxydes de soufre dans l’atmosphère. Cette décision prise au début de l’année 2017 pourrait avoir de graves conséquences sur l’ensemble de l’économie mondiale, conséquences qui n’ont pas été mesurées par le monde politique ni naturellement prévues par l’ensemble de l’industrie pétrolière ni par les transporteurs de fret maritime. Quand on sait que plus de 80 % des marchandises sont transportées par mer et que les moteurs des bateaux brûlent du fuel lourd visqueux présentant des propriétés lubrifiantes indispensables pour le bon fonctionnement de ces moteurs diesel deux-temps l’ensemble de ces deux professions, armateurs et pétroliers, vont devoir prendre des dispositions particulièrement lourdes financièrement.

Les gaz de combustion des bateaux peuvent être équipés de scrubbers pour piéger les oxydes de soufre. Il s’agit d’installations injectant des produits neutralisant les oxydes de soufre comme par exemple de la chaux et cette opération peut être effectuée en milieu humide ou semi-humide. Il faut cependant stocker les condensats aqueux qui devront ensuite être traités à terre. Tout celà a un coût. Modifier les moteurs pour qu’ils puissent fonctionner avec des distillats plus légers ayant une teneur en soufre conforme aux directives de l’IMO va non seulement occasionner des surcoûts pour les compagnies maritimes mais également poser un réel problème pour les raffineurs car non seulement ils ne sauront plus comment disposer de ces huiles lourdes riches en soufre dont le principal marché – à plus de 60 % – est le transport maritime mais elles ne disposent pas des capacités de raffinage pouvant assurer un approvisionnement suffisant pour les quelques 45000 bateaux sillonnant les mers dans le monde.

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L’autre solution encore plus coûteuse pour les affrêteurs est d’utiliser du gaz naturel liquéfié comme combustible. Or cette solution nécessite de revoir l’ensemble des systèmes de propulsion des bateaux. Autant dire que même Maersk, le plus gros affrêteur du monde, ne peut pas se permettre d’envisager des investissements aussi conséquents. La situation présente est donc la suivante : attendre de voir ce qui va se passer dans la réalité après le premier janvier 2020 car il sera difficile de contrôler tous les bâteaux individuellement et il n’existe pas à l’heure actuelle de systèmes de détection satellitaires fiables pour suivre les émissions des bateaux sur toutes les mers du globe.

Quelles vont être les conséquences sur l’économie mondiale ? Elles vont être tout simplement catastrophiques et dévastatrices. Tout d’abord le transport maritime va entrer en directe concurrence avec les autres marchés du fuel léger pauvre en soufre, les trains, les véhicules automobiles et les petites centrales électriques d’appoint qui sont tenues de par la loi d’utiliser ce genre de combustible. Il va donc y avoir un renchérissement conséquent du prix du fuel léger puisque la demande sera divertie vers le transport maritime, secteur économique qui utilise près de 5 % du pétrole extrait dans le monde.

Malgré la désaffection des consommateurs, en particulier européens, pour la motorisation diesel, les capacités de raffinage seront loin d’être suffisantes pour répondre à cette demande. Dès le début de l’année 2020 tous les distillats de pétrole, qu’ils soient légers ou lourds, verront leurs prix augmenter substantiellement. Les compagnies pétrolières et les raffineurs chercheront à s’approvisionner en pétroles pauvres en soufre comme le WTI (West Texas Intermediate), le LLS (Light Louisiana Sweet) ou encore le Brent de la Mer du Nord. Il en résultera une augmentation généralisée du prix du baril de pétrole mondial qui, selon certains analystes, atteindra au moins 200 dollars. (Source : pkverlegerllc.com)

D’autres études dont celle de la Columbia University sont plus optimistes mais cette dernière insiste sur le fait qu’en moyenne 20 % du contenu d’un baril de pétrole ne trouvera plus d’acheteur, justement ce fuel lourd, soufré et visqueux utilisé aujourd’hui pour la propulsion maritime. Les raffineurs ne disposent pas de capitaux pour aménager des installations de cracking, de purification et de raffinage ultérieur de ces fractions lourdes et ils devront stocker ces résidus en attendant des jours meilleurs car les technologies n’existent tout simplement pas aujourd’hui … Il faut donc s’attendre à un renchérissement de tous les produits pétroliers ce qui ne va pas être très favorable à une économie mondiale déjà en perte de vitesse.

Sources et illustrations : https://www/pkverlegerllc.com/assets/documents/180704200CrudePaper.pdf et energypolicy.columbia.edu