Note intéressante et assez juste, mis à part quelques points notables à mon sens:
- le développement de moyens stockage par batteries, dont le coût au MWh chute de ~5-10% par an, n'est mentionné qu'en passant, presque "pour l'avoir dit", mais rien n'en est fait.
Et pourtant, il permettrait de lisser les pointes comme les creux (en absorbant le PV en journée et en déchargeant au pointes). Ces cycles sont journaliers, donc ce stockage y est particulièrement adapté (peu d'énergie, beaucoup de puissance).
Il permettrai donc d'intégrer le solaire correctement tout en réduisant les contraintes de variabilité sur le nucléaire.
- le décalage des consommations est, la aussi, simplement mentionné sur une ligne.
Et pourtant, les heures "creuses" de millions de foyers sont toujours programmées en pleine nuit l'été, augmentant mécaniquement le besoin en énergie produite la nuit, et donc excluant de facto le solaire. Les heures creuses ENEDIS vont être décalées en journée à partir d'octobre prochain (avant l'hiver, c'est dommage... le PV produit moins à cette saison).
Le développement du pilotage dynamique des ballons d'eau chaude est également un levier intéressant pour diminuer le besoin en stockage, absorber l'excédent de prod et, mécaniquement, de réduire la demande en soirée/nuit puisque les ballons ont chauffé dans l'après midi.
- autant je ne réfute pas la dynamique lente de montée en charge du nucléaire ainsi que son minimum de charge (je l'ai constaté et ne suis pas spécialiste), autant j'ai du mal à comprendre pourquoi une plus grosse partie (2/3?) du parc n'est pas simplement mise à l'arrêt en été. On se retrouverait avec ~42GW (sur 63 installés) à faire varier entre 20 et 100%, ce qui permet de réduire la prod nucléaire en apres midi en dessous du talon de 20GW donné tout en couvrant la pointe du soir sans problème (je trouve une plage de 8.4GW à 20% jusqu'à 42GW à 100%).
- les prix du marché spot sont montés en épingle ici. La majorité du volume des achats ne se font pas au prix spot (J-2 ou J-1) mais sont effectués en PPA ou à des échelles de temps plus grandes (semaines, mois, saisons). L'ajustement se fait au prix spot.
- même si on acceptait que la majeure partie du volume s'achète au prix spot (c'est faux), rien n'est dit du nombre de jours où le marché réagit correctement et le prix spot au MWh est à 1, voir 0 euro entre 111 et 14h... alors que si on regarde de plus près, le souci est le mécanisme de compensation lors du bridage ENR. Il conviendrait, pour la CRE, d'arrêter les contrats d'obligation d'achat (c'est en train d'être fait) et de diminuer les indemnisations pour bridage, dont la filière solaire n'a plus besoin pour être rentable aujourd'hui.
- enfin, l'éolien notament offshore pâtit de ces analyses "nucléaire vs ENR", alors qu'il produit de jour comme de nuit en hiver et en grande quantité. Il y a des moments où il ne produit pas, mais ces alternances se font sur des pas de temps tout à fait compatibles avec l'arrêt et le redémarrage de réacteurs nucléaires (plusieurs jours).
Effectivement, l'électrification des usages ne va pas aussi vite qu'il le faudrait, retardant nos objectifs de diminution de gaz à effet de serre. Je suis content qu'il le mentionne noir sur blanc.
Des politiques publiques et réglementaires efficaces comme interdire progressivement le chauffage à base d'énergies fossiles serait le bienvenu, tout comme un rétablissement des primes pour l'achat de véhicules électriques.
Aussi, il semble évident qu'un changement des contrats classiques de fourniture d'électricité est cruellement nécessaire (rendre l'énergie plus chère à la pointe, déplacer les heures creuses en journée, pouvoir les déclencher de facon opportuniste quand nous sommes en excédent d'ENR, etc.).
Aborder le problème d'un seul point de vue de la production, en partant du principe que le profil de consommation ne changera pas ou peu, sans aborder la question du stockage (et du marché associé), c'est probablement passer à côté de certaines solutions.
Énergie