Fiche de lecture : "Comment les économistes réchauffent la planète" d'Antonin Pottier

Au moment où on débat si âprement pour savoir si les économistes ont le droit de s'écarter de la doxa de leur discipline, voici un petit livre qui remet bien des idées en place. Non seulement il montre comment cette doxa nourrit le réchauffement climatique - un constat qui n'a rien de nouveau - mais il démonte les mécanismes qui rendent le discours économique si nocif.


Savoir économique et discours économique


Fiche de lecture : "Comment les économistes réchauffent la planète" d'Antonin Pottier
Dans Comment les économistes réchauffent la planète, Antonin Pottier nous explique que l'économie a deux faces. C'est à la fois une discipline universitaire appuyée sur des raisonnements mathématiques ou des expériences rigoureuses, ce qu'il appelle le "savoir économique", et une vision philosophique de l'homme et de la société, un "discours économique" qui ne s’inspire que vaguement de travaux scientifiques.

A titre d'exemple, lorsque le savoir économique affirme que le marché conduit toujours à une situation optimale, il entend marché au sens de Walras et optimum au sens de Pareto. On peut alors effectivement démontrer, comme l'ont fait Arrow et Debreu en 1954, que le marché est optimal mais ce résultat n'a que très peu de signification pratique tant les hypothèses sont restrictives et les modèles éloignés de la réalité. Il n'empêche que, sur la base de cette démonstration, le discours économique élève la perfection des marchés en vérité générale, incontournable pour comprendre le fonctionnement de la société ou prendre une décision politique.
Cette équivoque entre théorie et idéologie permet aux économistes de s'attribuer un rôle social considérable tout en pouvant s’abriter derrière leurs démonstrations formelles en cas de contestation.


Comment l'économie voit le changement climatique


Or si le savoir économique peut donner une image réaliste de la complexité du monde, c'est généralement à l'aune du discours économique et de ses vérités simplistes que les décideurs économiques et politiques agissent. Et des éléments centraux de ce discours poussent à l'inaction en matière de changement climatique.

C'est d'abord le cas de la perfection du marché. Cette croyance, au même titre que la croyance en une divinité protectrice, est incompatible avec la perspective de la catastrophe à venir et nourrit le climatoscepticisme.
Plus précisément, la conception du marché comme institution immuable traduisant l'ensemble de l'information à chaque instant sous la forme de prix à partir desquels des consommateurs rationnels prennent leurs décisions revient à postuler que la société peut spontanément et instantanément s'adapter à toute perturbation. Une fois effacés les immenses problèmes posés par l'adaptation, il n'est plus surprenant que les économistes ne voient dans le changement climatique qu'un épiphénomène. Le rapport Stern, pourtant dénoncé comme biaisé et trop pessimiste par une bonne partie de la profession, calcule ainsi que les dommages pour un réchauffement de 8°C s’élèveraient à 6% du PIB mondial (pour comparaison, la crise de 2008 a coûté aux États-Unis 10% de leur PIB). Et à cette sous-estimation chronique, il faut encore ajouter l'actualisation qui estompe irrémédiablement les dommages futurs.

Une nouvelle étape est franchie lorsque les économistes se lancent dans une analyse coût-bénéfice. Le changement climatique est alors vu comme un avatar de la question économique classique : vaut-il mieux dépenser maintenant ou plus tard ? Ce qui conduit à calculer un "réchauffement climatique optimal" avec des résultats proprement absurdes : le modèle proposé par Nordhaus mène, par exemple, à un réchauffement "optimal" de 6.2°C !
Lors du dernier maximum glaciaire, une calotte de glace recouvrait la moitié de l'hémisphère nord alors que la température n'était inférieure que d'environ 5°C à celle d'aujourd'hui : personne ne peut dire à quoi ressemblerait un monde réchauffé de 6°C. Mais enfermé dans l'illusion de connaissance que procurent ses équations, l'économiste, lui, aborde cette perspective avec optimisme et légèreté...


En conclusion


Avant de conclure son ouvrage, Antonin Pottier envoie une dernière pique au marché du carbone et au rêve d'un prix unique planétaire. Il y voit l'archétype des fausses solutions dans lesquels les économistes se complaisent sans aucun égard pour la réalité et ses nombreux écarts avec les modèles.

Au final, le réquisitoire est rude mais bien argumenté et plutôt accessible (quelques passages risquent cependant de vous paraître ardus si vous n'avez pas un bagage minimal en économie). Mais malheureusement ce n'est qu'un réquisitoire. Après presque 300 pages passés à abattre l'économie classique, l'auteur ne consacre que quelques lignes, en conclusion, à ses alternatives. Or la pensée, au moins autant que la nature, a horreur du vide : ce qui fait la puissance des idées dénoncées dans cet ouvrage, c'est en grande partie l'absence de discours économique concurrent. On peut regretter que M. Pottier ne consacre pas plus de temps à nous en donner quelques bases.

D'autres livres sur l'écologie, le développement durable ou l'énergie ? Consultez la bibliothèque !


Publié le 23 septembre 2016 par Thibault Laconde

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Quand l'Accord de Paris sur le Climat va-t-il entrer en vigueur ?

Après la COP21, quand l'Accord de Paris sur le climat va-t-il entrer en vigueur ?
Adopté à l'issue de la COP21, le 12 décembre 2015, l'Accord de Paris sur le climat a été signé par 185 parties sur 197. Mais, comme j'ai déjà eu l'occasion de l'expliquer, l'adoption et la signature sont des étapes avant tout symboliques : c'est la ratification qui engage définitivement un pays dans un traité international.
Par ailleurs, l'Accord de Paris prévoit une condition supplémentaire : le texte entrera en vigueur (c'est-à-dire qu'il aura une valeur juridique) 30 jours après avoir été ratifié par au moins 55 pays représentant au moins 55% des émissions de gaz à effet de serre mondiales.

Ratification de l'Accord de Paris : où en est-on ?


Les procédures de ratification sont propres à chaque pays, mais elles nécessitent généralement l'approbation du pouvoir législatif. Elles prennent donc souvent quelques mois.
Les ratifications n'ont donc commencé à arriver que début septembre, avec notamment la ratification simultanée par les États-Unis et la Chine (les deux plus gros pollueurs de la planète) le 2 septembre.

Une seconde vague de ratifications a eut lieu cette semaine à l'occasion de la Climate Week. Parmi les nouveaux arrivants, on compte notamment le Brésil (2.5% des émissions environ), le Maroc (hôte de la COP22), le Bangladesh (un des pays les plus exposés au changement climatique) ou encore les Émirats Arabes Unis (premier pays du Golfe à ratifier l'Accord de Paris)...

Au dernier comptage (le 21 septembre au soir), 60 pays représentants 47.8% des émissions ont ratifié l'Accord de Paris :



Le seuil des 55 ratifications est donc dépassé, reste un peu plus de 7% à trouver pour atteindre celui des 55% des émissions...

D'autres pays n'ont pas encore ratifié mais se sont engagés à le faire avant la fin de l'année, c'est le cas notamment de l'Australie, de la Corée du Sud, du Canada et de la Nouvelle Zélande. Malheureusement, si on exclut les pays européens pour la raison que nous allons voir plus bas, ces engagements restent insuffisants : la somme des émissions atteindrait un peu plus de 54%, moins d'un pourcent en dessous du seuil requis, mais en dessous quand même...


Scénarios pour une entrée en vigueur en 2016


Avec 7.5% des émissions mondiales environ, la Russie est le seul pays qui peut à lui seul apporter les émissions manquantes et faire entrer en vigueur l'Accord de Paris. En 2005, c'est déjà la ratification russe qui avait permis au Protocole de Kyoto d'entrer en vigueur. De là à y voir un signe du destin, il y a un pas... que nous ne franchirons pas : la Russie fait preuve d'une relative indifférence vis-à-vis des questions climatiques et ne semble pas disposée à accélérer son processus de ratification.

Une autre solution serait que l'Union Européenne, qui représente un peu plus de 12% des émissions mondiales, ratifie l'Accord.
Mais ici il y a une subtilité : comme les États-membres et l'UE sont tous les deux parties à l'Accord, il faut a priori que les premiers et la seconde ratifient le texte avant que l'engagement soit valide. Par exemple, la France a ratifié l'Accord de Paris le 15 juin mais n'est pas encore comptabilisée faute de ratification par l'Union Européenne...
Pour faire une démonstration d'unité et pour éviter d'épineuses questions juridiques, l'UE préférerait ratifier le texte après les États-membres. De cette façon, le bloc entrerait d'un seul coup dans l'Accord et personne ne pourrait accuser Bruxelles d'empiéter sur les compétences nationales. Mais, après la ratification des États-Unis et de la Chine début septembre, l'Europe est sous pression pour franchir le pas sans attendre ses retardataires. Des discussions sont en cours pour tenter de sortir de cette impasse, si une solution est trouvée l'UE pourrait ratifier (et ses 12% être comptabilisés) dès le mois d'octobre.

Le seuil de 55% des émissions pourraient également être atteint grâce à une combinaison de pays, ce serait par exemple le cas avec la ratification par l'Australie, le Canada et l'Inde.
Cependant, en dehors de ces trois pays, de l'UE et de la Russie, la plupart des parties représente une fraction infime des émissions. De nombreuses ratifications seraient donc nécessaires. Par exemple, si tous les pays d'Afrique ou tous les pays d'Amérique du Sud ratifiaient l'Accord, cela ne suffirait pas encore à dépasser les 55% des émissions.


Alors quand est-ce qu'il entre en vigueur cet accord ?


Il est impossible de donner une date de façon certaine mais s'il faut prendre un pari ce sera probablement en novembre ou décembre 2016.
Le meilleurs espoir semble en effet être la ratification par l'Union Européenne. Si elle a bien lieu début octobre, l'Accord de Paris entrerait en vigueur avant ou pendant la COP22, la prochaine conférence sur le climat qui se tient du 7 au 18 novembre 2016 à Marrakech. Ce serait un beau symbole...

Quoiqu'il en soit, une entrée en vigueur dès cette année semble accessible. Le délai peut paraître long mais en réalité c'est extrêmement rapide : même sur des sujets beaucoup moins sensibles, rares sont les traités internationaux qui sont entrés en vigueur en un an !

Un an après la COP21, l'Accord de Paris sur le climat entre-t-il en vigueur assez rapidement ?



Rappelons quand même que l'entrée en vigueur n'est pas un aboutissement : l'Accord devra ensuite se traduire dans les décisions économiques et les choix politiques. C'est à ce moment-là que les choses sérieuses commenceront vraiment ! Si le sujet vous intéresse, je vous invite à consulter l'étude que j'ai consacré aux implications économiques et techniques de l'Accord de Paris ou bien ces articles :

Publié le 21 septembre 2016 par Thibault Laconde


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Observatoire de la fracturation hydraulique - septembre 2016

Chaque mois, retrouvez l'observatoire de la fracturation hydraulique : les statistiques essentielles pour comprendre l'évolution des hydrocarbures non-conventionnels et les principaux événements qui ont touché la production de gaz et pétrole de schiste.

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Observatoire de la fracturation hydraulique, du gaz et du pétrole de schiste et des hydrocarbures non-conventionnels

Dans l'actualité ce mois-ci :
  • Focus : Quel est le taux de retour énergétique du gaz de schiste ? Une nouvelle étude tente de répondre pour le gaz issu du bassin de Marcellus aux Etats-Unis.
  • En Chine, BP confirme son engagement dans l'exploration au coté de CNPC malgré des conditions locales difficiles.
  • L'Oklahoma a fermé 37 puits d'injection d'eaux usées après avoir subi un de ses plus importants séisme. L'activité sismique dans cet État a fortement augmenté depuis 2008 et le développement de la fracturation hydraulique.
  • En Australie, l’État de Victoria s’apprête à interdire l'extraction de gaz de schiste, rendant permanent un moratoire en vigueur depuis 2012.
Pour aller plus loin :
Publié le  14 septembre 2016 par Thibault Laconde

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Comprendre les principales filières nucléaires civiles

Comme je parle pas mal de d'énergie nucléaire en ce moment, il me semble intéressant de faire un point sur les différentes technologies existantes. Si graphite-gaz, CANDU ou RNR ne vous évoquent rien de précis, cet article est pour vous...


Un problème, stabiliser la réaction en chaine, et trois variables principales


Réacteur nucléaire experimental
Comme vous le savez certainement, la production d'énergie atomique repose sur une réaction en chaine : un atome lourd est cassé en atomes plus légers et au passage émet des neutrons qui vont percuter d'autres atomes, qui à leurs tours peuvent se casser, émettant de nouveaux neutrons, qui etc.

Tout l'enjeu du nucléaire civil est de parvenir à stabiliser cette réaction de façon à ce que, après une phase de démarrage, les neutrons produits par chaque fission d'atome soient juste assez nombreux pour entrainer exactement une autre fission. En effet :
  • Si, en moyenne, une fission engendre trop peu de neutrons pour causer la fission suivante, la réaction en chaine va s'éteindre rapidement,
  • Si, au contraire, il y a trop de neutrons et que chaque fission entraine en moyenne plus d'une nouvelle fission, la réaction va accélérer exponentiellement (c'est le principe des armes atomiques).
Pour parvenir à cet équilibre, les concepteurs des réacteurs disposent de trois grandes variables : le modérateur, le combustible et le fluide caloporteur.

Le modérateur 

Il s'agit d'une substance introduite dans le réacteur pour ralentir les neutrons. Un neutron ralenti (on dit parfois "neutron thermique") se déplace typiquement à quelques kilomètres par seconde au lieu de quelques milliers de kilomètres par secondes, ce qui lui donne plus de chance d'être capté par un atome et de causer une fission.
L'utilisation d'un modérateur présente cependant deux inconvénients. D'abord certains atomes qui peuvent être cassés par des neutrons rapides ne peuvent pas l'être par des neutrons lents - c'est le cas notamment des isotopes pairs du plutonium, ce qui explique que le plutonium puisse être employé pour la production d'armes atomiques mais joue un rôle marginal dans le nucléaire civil. Ensuite le modérateur peut absorber des neutrons qui ne participent donc plus à la réaction en chaine.

Le combustible

Logiquement, plus il y a d'atomes fissibles, plus la probabilité de fission augmente. A l'état naturel l'uranium contient environ 99.3% d'uranium 238 et 0.7% d'uranium 235. Or seul le second est fissible. L'uranium 238, quant à lui, est fertile, c'est-à-dire que lorsqu'il capte un neutron il se transforme en un atome plus lourd au lieu de se casser.
Pour faciliter la réaction en chaine, l'uranium peut-être enrichi en uranium 235 (généralement jusqu'à 2 ou 3%) mais c'est une opération complexe et très énergivore.

Le fluide caloporteur

Il peut s'agir d'un liquide ou d'un gaz dont le rôle est de transporter la chaleur du réacteur à la turbine, il permet ainsi de produire de l'électricité et de refroidir le réacteur. Il peut parfois aussi servir de modérateur.



Les réacteurs graphite-gaz


Commençons notre revue des grandes familles de réacteurs nucléaires par une technologie utilisée très tôt : le réacteur uranium naturel-graphite-gaz. Si vous avez suivi jusqu'à là vous devez avoir compris l'essentiel : ces réacteurs utilisent de l'uranium non-enrichi comme combustible, du graphite comme modérateur et du dioxyde de carbone comme fluide caloporteur.
Le premier réacteur nucléaire artificiel de l'histoire, la pile de Fermi construite en 1942 à Chicago, était de ce type (même si elle n'avait pas de refroidissement donc pas de fluide caloporteur). Les réacteurs Magnox britanniques, les premiers à usage commercial, sont aussi de ce type, tout comme les AGR qui leur ont succédé. C'est aussi le cas des réacteurs français de première génération, les UNGG dont le nom est précisément l'acronyme d'Uranium Naturel Graphite Gaz.
Le RMBK soviétique, le type de réacteur impliqué dans l'accident de Tchernobyl, utilise lui aussi de l'uranium naturel modéré au graphite mais c'est de l'eau qui sert de fluide caloporteur.

Le choix de l'uranium naturel comme combustible dans de nombreux réacteurs de première génération s'explique par deux considérations. D'abord il est inutile de l'enrichir, un processus complexe et mal maitrisé par la plupart des pays lors du lancement de leurs programmes nucléaires. Ensuite l'uranium naturel produit de grande quantité de plutonium, très utile pour les pays qui veulent développer des armes atomiques.
Mais l'uranium naturel présente aussi un inconvénient : comme la concentration en atome fissibles y est faible, il faut pour que la réaction en chaine ait lieu que très peu de neutrons soient absorbés par le modérateur. D'où le choix du graphite qui offre de bonnes performances de ce point de vue.



Les réacteurs à eau lourde


L'eau lourde, c'est à dire de l'eau dans laquelle tous les atomes d'hydrogène comptent un neutron, un électron et un proton, est aussi un modérateur performant utilisable avec de l'uranium naturel. Le plus souvent, l'eau lourde sert aussi de fluide caloporteur.
La plupart des réacteurs à eau lourde sont des CANDU de conception canadienne. Comme le graphite-gaz, cette filière est très proliférante : des réacteurs CANDU ont été impliqués dans le développement d'armes nucléaires par l'Inde et le Pakistan. La centrale de Dimona, pièce maitresse du programme nucléaire israélien, possède elle aussi un réacteur à eau lourde.

L'Advanced CANDU, un projet de réacteur de 3e génération, devrait utiliser de l'eau lourde comme modérateur mais de l'eau ordinaire comme fluide caloporteur.



Les réacteurs à eau bouillante


Ces réacteurs utilisent de l'eau ordinaire à la fois comme modérateur et comme fluide caloporteur. Comme l'eau a tendance à absorber des neutrons, il est indispensable que le combustible soit enrichi.

Les premiers réacteurs à eau bouillante (BWR en anglais) ont été conçus par General Electrics dans les années 50. Environ 17% des réacteurs nucléaires en service appartiennent à cette catégorie. Aujourd'hui GE, en partenariat avec Hitachi, continue à proposer des réacteurs à eau bouillante, c'est notamment le cas de l'ABWR (Advanced Boiling Water Reactor), qui devrait être construit en Grande Bretagne, et de l'ESBWR (Economic Simplified Boiling Water Reactor).
Areva développe également un réacteur à eau bouillant : le KERENA.



Les réacteurs à eau pressurisée


Last but not least, les réacteurs à eau pressurisée utilisent la même formule que les réacteurs à eau bouillante (uranium enrichi avec de l'eau ordinaire comme modérateur et caloporteur) mais l'eau est maintenue sous très forte pression de façon à rester liquide malgré la température très élevée dans le coeur du réacteur.
Le REP, PWR en anglais, a été inventé par Westinghouse dans les années 50. Le VVER est son équivalent russe. Les deux-tiers des réacteurs en service aujourd'hui s'appuient sur cette technologie. C'est notamment le cas de l'EPR (EPR signifie European Pressurized Reactor, réacteur à eau pressurisée européen) ou de l'ATMEA1, un réacteur de plus petite taille développé par Areva et Misubishi. Mais aussi de l'APR-1000 coréen ou de l'AP1000, réacteur de génération 3 proposé par Westinghouse (qui a depuis été rachété par le japonnais Toshiba).



Et demain, les réacteurs à neutrons rapides ?


L'avenir semble appartenir aux RNR, les réacteurs à neutron rapides (donc sans modérateur) entre autres parce qu'ils produisent moins de déchets et consomment moins d'uranium. Parmi les projets existants, on peut citer notamment ASTRID (Advanced Sodium Technological Reactor for Industrial Demonstration) : un RNR de 600MW refroidi au sodium qui doit voir le jour en France aux alentours de 2020 pour une exploitation commerciale vers 2030. Dans le passé, la France a déjà construit 3 réacteurs expérimentaux à neutrons rapides refroidis au sodium : Rapsodie, Phénix et Superphénix.
Des projets de réacteurs à neutrons rapides refroidis au gaz (GFR,Gas-cooled Fast Reactor) ou au plomb (LFR, Lead-cooled Fast Reactor) existent également.


Publié le 9 septembre 2016 par Thibault Laconde

Illustration : By Ludovic Péron (Own work) [CC BY-SA 3.0], via Wikimedia Commons

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Du Magnox à Hinkley Point : Comment l'industrie nucléaire britannique a fait naufrage

Après les rebondissement de l'été - passage en force devant le conseil d'administration d'EDF puis mise à l’arrêt par le gouvernement britannique, la saga d'Hinkley Point pourrait connaitre prochainement son épilogue. Theresa May devrait en effet rendre sa décision bientôt et peut-être dès le G20 de Hangzhou les 4-5 septembre.
Pourquoi ne pas profiter de ce répit pour prendre un peu de recul ? La Grande Bretagne est, depuis l'origine, un acteur majeur du nucléaire mais ce qui commençait comme une épopée industrielle tourne aujourd'hui au cauchemar. Comment en est-on arrivé là ? Et n'y aurait-il pas quelque chose à en apprendre au moment où le secteur nucléaire français est lui-même en pleine restructuration ?


1956-1970 : la Grande Bretagne leader du nucléaire civil


Première centrale nucléaire commerciale au monde : Calder Hall en Grande BretagneLes britanniques ont l'habitude revendiquer la construction du premier réacteur nucléaire commercial. Certes le réacteur soviétique d'Obninsk a été connecté au réseau en 1954 mais il produisait moins de 5MW... Rien de comparable avec la centrale de Calder Hall, et ses 4 réacteur de 49MW, inaugurée par la reine le 17 octobre 1956 (ci-contre en 1973).
1956, c'est aussi l'année de la crise de Suez. La Grande Bretagne, dont la production de charbon décline depuis les années 20, craint pour ses approvisionnements en pétrole. L'idée d'un vaste programme nucléaire fait déjà son chemin...

Les réacteurs de Calder Hall sont des Magnox - du nom de l'alliage à base de magnésium utilisé pour le gainage des barres de combustible. Il s'agit de réacteurs proches des UNGG que la France développe au même moment. Et comme en France, ils produisent aussi bien de l'électricité que du plutonium à usage militaire.
Au total, 24 Magnox seront construits au Royaume Uni entre 1956 et 1971 et deux autres seront exportés en Italie et au Japon.
Dans les années 60, la Grande Bretagne possédait le premier parc nucléaire au monde.


Partie en tête, la Grande Bretagne conserve jusqu'à la fin des années 60, le plus important programme nucléaire civil au monde, à peu près à égalité avec les États-Unis mais loin devant l'URSS et la France. Ce n'est qu'en 1969 que le parc nucléaire américain dépasse celui du Royaume Uni.



La débâcle de l'AGR, le réacteur anglais de seconde génération


Mais à cette date, les difficultés de l'industrie nucléaire britannique ont déjà commencé. En 1965, la Grande Bretagne lance son réacteur de seconde génération, l'AGR (pour Advanced Gas-cooled Reactor). Contrairement à la France qui abandonnera quelques années plus tard l'UNGG au profit des réacteurs à eau pressurisée, les anglais persistent dans la filière graphite-gaz. L'industrie nucléaire britannique est alors pleine d'ambition et le ministre de l'énergie de l'époque, Frederick Lee, affirme qu'avec l'AGR, elle "a gagné le jackpot" : avant même sa construction, le réacteur est réputé très supérieur à ses concurrents américains. Il doit  produire une électricité moins chère que les centrales à charbon dont dépend encore très largement le Royaume et, bien sur, il se vendra comme des petits pains à l'étranger. Le premier AGR, promet-il à la Chambre des Communes, entrera en service en 1970 à Dungeness dans le Kent.

En réalité le réacteur de Dungeness B est inauguré en 1983... Des problèmes techniques complexes sont apparus dès 1966 sur la chaudière et le bâtiment réacteur. Il faut presque 2 décennies et un budget multiplié par 4 pour en venir à bout.
Pourtant les gouvernements successifs, aussi bien travaillistes que conservateurs, s'accrochent à la filière graphite-gaz. Au total, 14 AGR seront construits, tous en Grande Bretagne. Le naufrage de Dungeness B a ruiné la réputation de l'industrie nucléaire britannique qui n'exportera plus jamais de réacteur.


Privatisation et disparition de l'industrie nucléaire britannique


Avec la privatisation de l'électricité, décidée par Margaret Thatcher en 1988, l'industrie nucléaire britannique se voit imposer un exercice de transparence inédit depuis sa création. On découvre alors que le Central Electricity Generating Board a dissimulé le coût réel de la filière notamment en sous-estimant le budget nécessaire aux démantèlements. Les incertitudes sont telles que le gouvernement Thatcher renonce à privatiser les centrales nucléaires. Il devient évident que l'électricité nucléaire est en réalité beaucoup plus couteuse que celle produite par les centrales à charbon. En 1990, une taxe est crée pour financer cet écart, elle fait augmenter les factures de 11%.
En 1996, les réacteurs les plus modernes sont finalement privatisés sous le nom de British Energy. Les vieux Magnox restent propriété d'une entreprise publique : British Nuclear Fuel Limited (BNFL).

Dans les années 90, l'industrie nucléaire britannique semble avoir une occasion de renaitre. L'AGR a enfin été abandonné et la construction d'un premier réacteur à eau pressurisée commence en 1987. Sizewell B est supposé être le premier d'une série de nouveaux réacteurs parmi lesquels on parle déjà d'Hinkley Point C.
En 1999, BNFL achète l'activité nucléaire de Westinghouse, l'entreprise qui a conçu le réacteur à eau pressurisée c'est-à-dire la technologie utilisée par les deux tiers des centrales en service dans le monde. L'année suivante l'entreprise publique reprend les activités nucléaires du suisse ABB. Un nouveau géant de l'énergie atomique semble brièvement se mettre en place...

Mais en réalité l'industrie nucléaire britannique s'enfonce dans la crise à partir du milieu des années 1990. D'une part, le gouvernement retire son soutien à la construction de nouvelles centrales. Cela conduit à l'abandon des projets de réacteurs à eau pressurisée : Sizewell B reste jusqu'à aujourd'hui unique en Grande Bretagne. D'autre part, le marché de l'électricité est encombré par la multiplication de centrales alimentées par le gaz de Mer du Nord et beaucoup plus compétitives que les centrales nucléaires.
En 2002, British Energy doit appeler le gouvernement à l'aide. L'entreprise est de facto renationalisée avant d'être rachetée par EDF en 2009. De son coté, BNFL est démantelé et disparaît elle aussi en 2009, trois ans après la revente de Westinghouse à Toshiba.
Un demi-siècle après ses débuts, l'industrie nucléaire britannique cesse d'exister. Lorsque le gouvernement Blair parle de "renaissance du nucléaire", il n'a plus d'autre choix que de faire appel à des entreprises et des capitaux étrangers.


La morale de l'histoire ?


On peut tirer beaucoup de leçons du naufrage de l'industrie nucléaire britannique. Voici celles que je retiens :
  • Les filières industrielles sont mortelles,
  • Un réacteur mal conçu peut à lui seul couler une industrie florissante,
  • S'entêter dans des voies sans issues ou tenter de dissimuler la réalité sont des réactions naturelles en situation d'échec mais elles ne font qu'aggraver les choses à long-terme,
  • Posséder une part importante de nucléaire dans son mix électrique (la Grande Bretagne est 2e du G20 pour cet indicateur derrière la France) n'est pas suffisant pour assurer la pérennité du secteur.
Voilà qui peut donner à réfléchir en pleine restructuration de l'industrie nucléaire française, non ?

Publié le 2 septembre 2016 par Thibault Laconde


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Observatoire de la fracturation hydraulique - août 2016

Chaque mois, retrouvez l'observatoire de la fracturation hydraulique : les statistiques essentielles pour comprendre l'évolution des hydrocarbures non-conventionnels et les principaux événements qui ont touché la production de gaz et pétrole de schiste.

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Observatoire de la fracturation hydraulique : actualité internationale, données et analyse sur le gaz et le pétrole de schiste

Dans l'actualité ce mois-ci :
  • Focus : Dans le Nebraska, la justice stoppe un projet d'injection souterraine d'eaux usées, un maillon aval méconnu mais essentiel pour la fracturation hydraulique.
  • Aux États-Unis, le Colorado se prononcera par référendum sur un durcissement de sa législation en matière d'exploitation d'hydrocarbures.
  • Dans le sud de la Colombie, des heurts oppose une population inquiète aux forces de sécurité alors que le gouvernement veut encourager l'extraction de pétrole et de gaz de schiste pour compenser le déclin de sa production conventionnelle.
  • En Grande Bretagne, une entreprise accuse Russia Today de désinformation sur la fracturation hydraulique pour entretenir la dépendance européenne vis-à-vis du gaz russe.
Pour aller plus loin :
Publié le  22 août 2016 par Thibault Laconde

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Nucléaire, charbon, prix de l'énergie... Le vrai et le faux sur la transition énergétique allemande

L'Allemagne reste dépendante du charbon, ici la mine de lignite de Garzweiler avec en arrière plan les centrales de Frimmersdorf et NeurathModèle pour les uns, contre-exemple pour les autres, la politique énergétique allemande et sa "sortie du nucléaire" font paradoxalement plus débat de ce coté-ci du Rhin que de l'autre. Et comme souvent dans le domaine de l'énergie, ces polémiques ont leur lot d'affirmations contradictoires : L'Energiewende carbure-t-il au charbon ? La sortie du nucléaire impose-t-elle à l'Allemagne d'acheter de l'électricité à ses voisins ? Les énergies renouvelables rendent-elles le réseau instable ? L'électricité allemande est-elle la plus chère du monde ?
Pour vous y retrouver sur ces questions et quelques autres voici un vrai-faux sur la politique énergétique allemande.


L'Allemagne est un gros consommateur de charbon

     → Vrai

Le mix électrique allemand repose historiquement sur le charbon, surtout du lignite local mais aussi de la houille importée. Cet héritage explique que la part du charbon dans la production d'électricité allemande reste élevée : 42% contre 26% en moyenne dans l'Union Européenne.
Vu de France ces proportions peuvent paraitre énormes : dans notre pays le charbon ne compte que pour quelques pourcents de la production électrique. Mais ici c'est la France qui est atypique : toutes les autres grandes économies dépendent significativement du charbon. Celui-ci assure par exemple 30% de la production électrique au Japon, 32% en Grande Bretagne, 38% aux États-Unis et la Chine est bien au-delà avec 72% de charbon dans son mix électrique.


La consommation de charbon augmente en Allemagne

     → Faux

En valeur absolue, la production d'électricité à partir du charbon  est pratiquement constante depuis un quart de siècle. Comme dans le même temps la production totale d'électricité a sensiblement augmenté, la part du charbon a baissé régulièrement : elle était de 54% en moyenne dans les années 90, 47% entre 2000 et 2009 et 43% depuis depuis 2010. Difficile d'y voir une hausse... 

Production d'électricité grâce au charbon en Allemagne : valeur absolue et pourcentage de la production totale

Cette tendance de long terme à la baisse n'a été affectée ni par la réunification ni par la décision, prise dans les années 2000, de sortir du nucléaire. Le constat est plus mitigé pour la période qui suit l'accident nucléaire de Fukushima : la baisse de la part du charbon dans le mix électrique allemand semble faire une pause mais sans pour autant repartir à la hausse.



La sortie du nucléaire est une décision précipitée, prise sous le coup de l'émotion après l'accident de Fukushima

     → Faux

Les efforts de l'Allemagne pour se passer du nucléaire s'inscrivent dans un temps très long. La décision politique date des années 2000 et n'a jamais été remise en cause depuis malgré les alternances. Mais même cette décision s'inscrit dans une tendance antérieure : elle a été rendue possible par la construction d'un très large consensus (90% des allemands approuvent la politique énergétique de leur pays) et la création de filières industrielles dans les années 80 et 90.

Alors que vient faire Fukushima là-dedans ? Il y a effectivement eu brève inflexion de la politique allemande en 2010 et 2011. Reprenons la chronologie :
  1. En 2000, la coalition Vert-SPD officialise la sortie du nucléaire par la Convention du 14 juin 2000 qui limite la quantité d'énergie qui pourra être produite par les centrales en service avant leur fermeture. La fin du nucléaire allemand est alors prévue autour de 2020. Cette décision n'est pas remise en cause lorsque les Verts quittent le gouvernement en 2005.
  2. En 2010, la majorité conservatrice menée par Angela Merkel confirme la fin du nucléaire mais assouplit le calendrier. L'Allemagne se donne alors de nouveaux objectifs énergétiques à l'horizon 2050 (c'est ce qu'on a appelé l'Energiekonzept), la fermeture de la dernière centrale nucléaire y est prévue pour 2036.
  3. Quelques mois plus tard, en 2011, l'accident de Fukushima pousse Angela Merkel a revenir au calendrier de 2000. Pendant l'été, une nouvelle série de lois sur l'énergie est adoptée (Energiewende), elle ne remet pas fondamentalement en cause les orientations de l'Energiekonzept mais revient au calendrier des années 2000. La sortie du nucléaire est désormais prévue en 2022 et les 8 réacteurs les plus anciens sont mis à l'arrêt immédiatement.
Pour une description plus détaillée de ces différentes étapes, vous pouvez lire cet article : Les leçons de la "sortie du nucléaire" allemande pour la transition énergétique française.



La sortie accélérée du nucléaire signifie un retour aux énergies fossiles

     → Faux


Le revirement de l'été 2011,et surtout la fermeture immédiate de 8 réacteurs soit près de 8.5GW, a fait dire à de nombreux commentateurs que l'Allemagne serait obligée d'augmenter sa consommation d'énergie fossile. Cette prévision tenait la route à l'époque mais 5 ans plus tard il est clair qu'elle ne s'est pas réalisé.

Entre 2010 et 2014, les renouvelables ont plus que compensé la baisse du nucléaire en allemagne

Avec le recul dont nous disposons maintenant, il est clair que les allemands sont en train de gagner leur pari : depuis 2010, les énergies renouvelables ont fait plus que compenser le recul du nucléaire permettant de baisser dans le même temps la production d'électricité d'origine fossile.



Depuis 2010, c'est la consommation de gaz qui a reculé, pas la consommation de charbon

     → Vrai

En 2015, la part du charbon dans le mix électrique allemand était de 42% exactement comme en 2010. Dans le même temps, la part du gaz a reculé de 14 à 9%. D'un point de vue climatique, l'inverse aurait évidemment été préférable puisque, à énergie équivalente, le gaz émet à peu près deux fois moins de dioxyde de carbone que le charbon.

Cette évolution s'explique avant tout par la compétitivité du charbon en Europe par rapport aux autres fossiles. Deux responsables :
  • La baisse du cours du charbon qui est passé de 84$ la tonne au printemps 2011 à environ 60$ aujourd'hui. Cette baisse s'explique par l'exploitation rapide des gaz non-conventionnels aux États-Unis. Celle-ci à fait baisser de l'ordre de 30% le prix du gaz en sortie de puits mais le gaz étant difficilement transportable, la baisse des cours outre-atlantique ne l'a pas rendu plus compétitif en Europe. Au contraire elle a détourné une partie de la production américaine de charbon vers l'export. Plus récemment, le ralentissement de la croissance chinoise accompagné de fortes surcapacités a également tiré le prix du charbon vers le bas.
  • Les ratés du marché européen du carbone : un de ses objectifs était justement de rendre le gaz compétitif par rapport au charbon. Mais le prix de la tonne de CO2 (moins de 5€) est beaucoup trop bas pour cela.
Les allemands sont bien conscients de ce problème et il est probable que la prochaine étape de leur politique énergétique va être de s'attaquer au charbon. Une consultation sur le sujet est en cours et devrait aboutir à la fin de l'année. En attendant, le gouvernement allemand a déjà décidé l'arrêt de 2.7GW de centrales à lignite dans les 5 prochaines années et la fermeture des mines de houilles avant 2018.


La sortie du nucléaire se fait au détriment du climat

     → Faux (mais ça se discute)

Si la part des énergies fossiles reculent dans le mix électrique allemand, les émissions de gaz à effet de serre ne peuvent que baisser. En 2015, les émissions liées à la production d'électricité étaient de 313 millions de tonnes de CO2 contre 320 en moyenne entre 2010 et 2014 et 334 entre 2000 et 2004. Même si cette baisse est modeste, le résultat de 2015 est le meilleur résultat depuis 15 ans à la seule exception de 2009 où la production d'électricité s'était fortement contracté sous l'effet de la crise.

Cependant, si elle est plutôt neutre pour le climat, la politique énergétique allemande a un coût d'opportunité : à investissement égal, une politique énergétique tournée vers la réduction des émissions plutôt que la sortie du nucléaire aurait pu diviser par deux la consommation de charbon allemande entre 2000 et 2020 et faire baisser les émissions annuelles de carbone de 150 millions de tonnes environ. Au lieu de quoi, la production d'électricité grâce aux énergies fossiles est la même aujourd'hui qu'il y a 20 ans à quelques térawatt-heures près.
Le choix des allemands a été de faire passer la fermeture des centrales nucléaires avant celle des centrales à charbon. Est-ce le bon ? L'effort allemand ne devrait-il pas être rééquilibré : fermer les réacteurs nucléaires moins vite pour réduire plus rapidement les énergies fossiles ? Ce sont des questions légitimes, alors autant la poser de façon honnête.
 


L'Allemagne ferme ses réacteurs nucléaires mais compense en achetant l'électricité des centrales françaises

     → Faux

C'est une idée qu'on entend de temps à autres : la sortie du nucléaire serait rendue possible par l'importation d'électricité venue des pays voisins. A la lecture des statistique cette affirmation apparait totalement fantaisiste. Au contraire, les exportations d'électricité allemande ont explosé depuis le début de la transition énergétique : importatrice nette en 2000, l'Allemagne a exporté 18TWh en 2010 et plus de 50TWh en 2015 !
En particulier, le solde des échanges avec la France est positif (de 5.9TWh en 2014). C'est donc la France qui achète de l'électricité à l'Allemagne, pas l'inverse.

(Un lecteur a attiré mon attention sur un paradoxe : Alors que l'Allemagne est exportatrice nette d'électricité vers la France, le solde des flux physiques d'électricité entre l'Allemagne et la France est négatif. L'explication est simple : de l'électricité française peut, par exemple, passer physiquement par l'Allemagne alors qu'elle est destinée au marché belge ou suisse. C'est donc bien le flux contractuel, évoqué plus haut, qui renseigne sur la réalité des échanges.)
 


Avec un mix électrique qui intègre autant d'énergies renouvelables intermittentes, le réseau allemand est instable

     → Faux

En 2014, le mix électrique allemand comptait 30% de renouvelable dont presque deux tiers d'éolien (13%) et de solaire (6%) - des énergies dites "intermittentes".
Il y a encore quelques années, beaucoup d'experts pensaient que les réseaux électriques ne pourraient pas supporter longtemps la progression des énergies intermittentes, celles dont la disponibilité varient en fonction de facteurs extérieurs notamment la météo. Au-delà de quelques pourcents du mix électrique, disait-on alors, ces énergies dégraderaient la sécurité électrique, voire entraineraient l'effondrement du réseau.
Avec le recul, l'intégration des énergies renouvelables est bien un défi technique (l'Allemagne doit par exemple renforcer son réseau notamment les lignes reliant le nord où les éoliennes sont installées et le sud industriel) et économique (avec des périodes où le prix de l'électricité est négatif) mais elle ne semble plus insurmontable. Aujourd'hui le réseau électrique allemand est un des plus fiable d'Europe. La durée annuelle des coupures y est quatre fois inférieure à celle du réseau français.
 


L'électricité allemande est parmi les plus chères du monde

     → Faux et vrai à la fois

Si on regarde le prix de gros, l'électricité allemande est la moins chère d'Europe. C'est logique : d'une part, les centrales à charbon sont déjà amorties et le combustible est peu onéreux, d'autre part les énergies renouvelables ont un coût marginal de production nul qui tire les prix vers le bas.

Mais si on regarde la facture des consommateurs finaux, l'électricité allemande coute environ 0.3€/kWh ce qui la place parmi les plus onéreuses, c'est par exemple deux fois plus cher qu'en France. En effet, le développement des énergies renouvelables repose sur des prix garantis pendant 20 ans et ce sont les ménages qui payent le plus gros de la différence avec le prix spot via une taxe (l'EEG-Umlage).
Même si les foyers allemands sont très économes, de telle sorte que leur facture finale est à peu près la même que dans les autres pays européens (en moyenne 978€/an contre 834 pour les français), la transition énergétique à un coût, tout particulièrement pour les les moins aisés qui consacrent une part plus importante de leurs revenus à l'énergie.


La plupart des chiffres cité dans cet article sont tiré de l'AGEB. Comme d'habitude, vous pouvez accéder au détail des données et des calculs, il suffit de cliquer ici.
Crédit photo : By Kateer 8 May 2007 (UTC) (Own work) [CC-BY-SA-2.5], via Wikimedia Commons

Publié le 21 octobre 2013 par Thibault Laconde, dernière mise à jour le 27 juillet 2016 

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Comprendre le "contract for difference" et le montage financier du projet nucléaire d'Hinkley

Le 28 juillet, le Conseil d'Administration d'EDF se réunira pour étudier la décision finale d'investissement de la centrale nucléaire d'Hinkley Point C. Si, comme c'est probable, il donne son feu vert, la construction de 2 EPR commencera dans le sud de l'Angleterre mi-2019.
Ce projet va couter très cher : presque 25 milliards de livres, soit de l'ordre de 1.5% du PIB britannique. Et pourtant, il se fera sans investissement public... un vrai tour de force dans le contexte de forte incertitude qui accompagne le Brexit.
Comment les britanniques sont-ils parvenus à monter ce projet ? C'est ce que nous allons voir.



Au cœur du réacteur : le "contract for difference"


Le financement du projet est basé sur un contrat de différence (contract for difference ou CfD en anglais) inspiré du produit dérivé du même nom dont le secteur financier est familier.
Ce type de contrat permet à un "acheteur" et un "vendeur" de spéculer sur le prix d'un produit à une date donnée sans avoir à acheter ou vendre le produit en question : si à la date d'exécution, le prix est inférieur à celui convenu (ou strike price) l'acheteur paiera simplement la différence au vendeur, dans le cas contraire, c'est le vendeur qui paiera l'acheteur.

Dans le cas d'Hinkley Point, le vendeur est l'exploitant de la centrale : NNB Generation Company, une filiale d'EDF Energy créée pour construire et exploiter de nouveaux réacteurs en Grande Bretagne. L'acheteur est la Low Carbon Contracts Company (ou LCCC), une entreprise appartenant à l’État britannique et financée par un prélèvement sur la facture des consommateurs d'électricité.
Le contract for difference est d'une durée de 35 ans à partir de la mise en service de la centrale, il fixe un prix du mégawatt-heure à 92.5 livres sterling de 2012. Ce prix est indexé sur l'inflation et sera abaissé de 3£/MWh si de nouveaux EPR sont construits en Grande Bretagne.
Aux termes de ce contrat, l'électricité produite par la centrale d'Hinkley Point C sera vendue sur le marché de gros, si le prix du marché est inférieur au strike, la LCCC remboursera la différence à l'exploitant. Si le prix est supérieur, c'est NNBG qui reversera l'excédent à la LCCC.

Explication du montage financier de la centrale nucléaire d'Hinkley Point C : le contract for difference
Principe du "contract for difference", mécanisme utilisé pour le financement d'Hinkley Point




Un contrat trop généreux ?


Le contrat de différence n'est pas réservé à Hinkley Point ou au nucléaire. Il est largement utilisé par le gouvernement britannique pour financer les énergies décarbonées : en 2015, des CfD ont été attribués à 27 projets d'électricité renouvelable représentant plus de 2GW.
Dans cette liste, seuls les projets d'éolien off-shore et de pyrolyse/gazéification des déchets bénéficient de tarifs supérieurs à 92.5£/MWh. Sur les 27 CfD attribués en 2015, 22 ont un prix garanti inférieur à celui d'Hinkley Point : les projets solaires photovoltaïques se situent entre 50 et 79£/MWh, l'éolien terrestre entre 79 et 83, etc.

Comparaison entre le prix de l'électricité nucléaire d'Hinkley Point et celui de projets solaire, éolien ou biomasse



Rien de surprenant dès lors que le prix garanti de 92.5£/MWh pendant 35 ans fasse hurler en Grande Bretagne. D'autant qu'il est nettement supérieur au cours actuel de l'électricité, entre 30 et 40£/MWh.

Pourtant le gouvernement britannique a pris deux précautions supplémentaires pour éviter qu'EDF réalise des profits indus :
  1. Si la construction de la centrale coûte moins cher que prévu (on peut rêver !), les économies seront partagées à parts égales entre NNBG et la LCCC. Au-delà d'un certain seuil (qui n'a pas été rendu public), la LCCC empochera 75% des gains.
  2. Si le retour sur investissement est supérieur à celui prévu (11.4%), la LCCC en récupérera 30%. S'il dépasse 13.5%, la part de la LCCC passera à 60%. Ce mécanisme de gain-share restera en vigueur pendant toute l'exploitation de la centrale, même après la fin du tarif garanti. Il a été durci sous pression de la Commission Européenne : initialement le gain ne devait être partagé que au-delà de 15% de retour sur fonds propres.
Notons également que, en cas de retard excessif, le gouvernement britannique peut annuler le CfD et donc le tarif garanti. Il y a donc un vrai risque pour EDF dans la mesure où aucun des 4 EPR en construction n'a été achevé pour l'instant. La date à partir de laquelle cette annulation devient possible figure dans le contrat mais elle est protégée par le secret des affaires. Les actionnaires et les salariés d'EDF n'ont qu'à croiser les doigts...


Un précédent intéressant


Quoiqu'on pense du projet lui-même, le montage contractuel d'Hinkley Point mérite qu'on s'y attarde un instant. Il constitue en effet un précédent intéressant pour toutes les filières, trop risquées ou trop chères, qui ne peuvent pas se développer en comptant seulement sur le marché de l'électricité. Ce système ayant été validé par la Commission Européenne, il pourrait servir de modèle pour d'autres pays sur le Continent.
D'autant que la Commission fait désormais la chasse aux tarifs de rachats garantis (ou feed-in tariff), le mécanisme utilisée jusqu'à présent pour soutenir les énergies renouvelables notamment en France et en Allemagne. La différence entre les deux systèmes est subtile : pour les feed-in tariff, l'électricité est vendue au réseau à un prix convenu par avance alors qu'avec un CfD l'électricité est vendu au prix du marché puis l'écart avec le strike price compensé. Pour le reste, c'est toujours l’État qui intervient pour choisir les projets et garantir un tarif à l'exploitant, et toujours le consommateur final qui paie via un prélèvement sur sa facture d'électricité.

Les contrats de différence, comparables à celui d'Hinkley Point, pourraient donc s'imposer dans les années qui viennent comme la nouvelle méthode d'intervention des États européens dans le secteur de l'électricité. Peut-être se souviendra-t-on alors avec ironie que le pays qui a inventé le CfD fut peu de temps auparavant le plus fervent avocat de la libéralisation du marché de l'énergie...


Publié le 25 juillet 2016 par Thibault Laconde


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