Avis pour une PPE responsable qui bannisse toute approche idéologique

Quelques éléments de réponse supplémentaires :

1. vous dites "Je ne vois pas comment, en supposant que la centrale à gaz tourne peu en back up,, juste en back up, vous arrivez à un coût au Kwh inférieur à celui qu'elle aurait en tournant en permanence". J'ai fait de mon mieux pour expliquer ça plus haut, je ne pense pas pouvoir faire plus clair en restant concis ; une dernière tentative tout de même : le coût du back up qui nous intéresse (si on souhaite pouvoir l'additionner au coût "brut" des renouvelables), c'est le "coût total annualisé du back-up français" divisé par "la production annuelle de l'éolien et du PV français" (en €/MWh), et non pas le coût de production à proprement parler de ce back up (calculé comme le "coût total annualisé du back-up" divisé par la "production annuelle de ce back up) (toujours en €/MWh) (ce second coût est très élevé on est d'accord, mais il ne peut pas être additionné tel quel au coût brut des renouvelables, ça n'aurait aucun sens).

2. Non le foisonnement n'est pas complètement une légende ; le phénomène est parfois un peu exagéré par certains, certes, mais cela existe bel et bien, dans une certaine mesure, sans que cela soit négligeable.

Les données brutes espagnoles, françaises, et allemandes sont dispo ici: https://demanda.ree.es/movil/peninsula/demanda/total
https://www.rte-france.com/fr/eco2mix/eco2mix-mix-energetique
https://www.energy-charts.de/power.htm

Clairement, les minimums de production ne sont pas simultanés d'un pays sur l'autre. Si j'ai le temps je donnerai sur ce forum quelques résultats statistiques sur les "pires heures" de ces dernières années.

3. La flexibilité industrielle n'est pas gratuite, mais elle se substitue à une partie non négligeable du back up nécessaire (et/ou du stockage), pour beaucoup moins cher.

4. Vous semblez ne pas être au courant que l'Espagne a validé 8 GW de PV et d'éolien lors de deux appels d'offres successifs en 2017, à un tarif d'achat de ~ 43€/MWh (cf ici pour le 1er de ces 2 appels d'offres : https://windeurope.org/newsroom/press-releases/spain-returns-to-wind-ene...).

Par ailleurs, on commence à voir des parcs qui émergent sans tarif d'achat :

En espagne :
www.hiveenergy.co.uk/hive-energy-ignites-spains-subsidy-free-solar-market/

Au royaume Uni : https://www.windpowermonthly.com/article/1465279/uks-first-subsidy-free-...

En Allemagne et aux Pays-Bas : https://www.greentechmedia.com/articles/read/what-it-takes-to-get-subsid...

5. Je le redis, le coût très élevé de l'électricité en Allemagne est dû au fait que les tarifs d'achat passés étaient très élevés, ça ne dit rien sur les coûts actuels de l'éolien et du PV (et de fait par rapport à il y a quelques années les tarifs d'achat ont été divisé par deux ; pour le PV c'est quasiment une diminution d'un facteur 10 en 10 ans).

Monsieur Martelas, ouvrez enfin les yeux ! Aussi bas que puisse être le coût des ENR électriques, le coût de l'électricité du mix électrique dans lequel il s'insère ne peut qu'augmenter, puisqu'il y a double investissement en capacité pour produire la même quantité d'électricité, du fait de la nécessité de conserver la même puissance de centrales pilotables. L'Allemagne en fait la démonstration éclatante, puisque sa puissance installée d'éolien et de solaire vient de dépasser sa puissance totale de pilotable, tout cela pour ne produire que 23 % de son électricité! Il y a en outre une diminution de rentabilité du pilotable, et développement nécessaire du réseau électrique.
Avec des coûts plus bas, le prix de l'électricité ne fera qu'augmenter un peu moins vite.
En France, cette augmentation a déjà été d'environ 30 % du prix de l'électricité pour les ménages, c'est-à'dire avec une pente encore plus forte qu'en Allemagne ! Elle va être maintenant maquillée par le report d'une partie des subventions aux ENR électriques sur les combustibles fossiles, entre autres les carburants, ce qui a un sens puisqu'il était en effet absurde de faire porter ces subventions par un électricité qui ne produit en France que peu de CO2 au nom de la chasse au CO2. Mais on va faire augmenter le prix des carburants pour quelque chose qui ne sert strictement à rien dans notre pays, sauf à satisfaire des fantasmes et faire augmenter les prix (merci pour les plus pauvres d'entre nous!)
La persistance dans l'erreur des milieux écologistes militants a quelque chose de stupéfiant. Ils ont déjà poussé les biocarburants au nom de la chasse au CO2, ce qui a eu pour résultat de déforester l'Indonésie et la Malaisie pour y des palmiers à huile, avec comme dommage collatéral d'immense incendies de tourbières pratiquement inextinguibles. Toujours dans la même veine, ils ont promu le chauffage au bois qui produit plus de CO2 et de particules fines que le charbon. Maintenant, c'est l'électricité solaire et le photovoltaïque, qui ne sert à rien sauf à faire augmenter les prix et détruire l' environnement.
Ecologistes militants, réveillez vous enfin, et faites de l'écologie, non pas fantasmée, mais réfléchie.

@Monsieur Martelas,
Le calcul des coûts réels des électricités renouvelables intermittentes (ELRi) sont bien entendu la somme du tarif d'achat dans le cas des contrats déjà signés et du soutien qu'il soit par des turbines à gaz ou par du stockage, le jour lointain où cela sera faisable à un coût acceptable.
Le coût annoncé de la production ELRi ne signifie strictement rien en dehors de cette addition parce que l'usager se fiche qu'il y ait du soleil ou du vent, il veut que son matériel fonctionne quand il en a besoin.
Si les CCGT fonctionnent à l'équivalent pleine puissance pendant 4 000 à 5 000 heures par an, des opérateurs investiront car le coût de l'amortissement ne sera pas prohibitif dans le coût du kWh. Si les CCGT fonctionnent beaucoup moins en temps à plein puissance, comme cela s'est passé en Europe, les opérateurs les arrêteront définitivement et passeront le restant à amortir dans la rubrique des investissements échoués. C'est aussi ce qui s'est passé en Europe.
Et les surcoûts d'achat des ELRi sont affectés à la CSPE en France ou à l'EEG en Allemagne. Avec cette aberration en France que le surcoût est calculé entre le prix d'achat garanti et le prix du marché. Alors que la seule économie que font les opérateurs est le coût du combustible et non le prix de marché qui est beaucoup plus haut.
Ce sont ces surcoûts d'achat que la Cour des Comptes évalue à 131 Milliards d'€ pour la durée des contrats en cours. Et elle n'a pas fait l'évaluation des contrats nouvelle formule avec prime ex-post qui devraient être au même niveau. Avec 131 Mds d'€, nous aurions pu remettre en bon état énergétique beaucoup de logements mal isolés et faire des économies d'énergie fossiles donc des réductions des émissions de gaz à effet de serre. Alors qu'avec les ELRi, nos émissions ont augmenté en 2015, 2016, 2017 ce qui est bien la preuve que nous sommes dans l'erreur.
Il faut dire que pour le spectateur étranger: dire que la France va réduire ses CO2 en commençant par arrêter Fessenheim qui n'en émet pas confine au gag!

Cette avalanche de commentaires concernant la comparaison des coûts de production respectifs du nucléaire et du renouvelable, dont il semble que seule la fin du débat permettra de la stopper, montre que, si celui du nucléaire actuellement en service est maintenant connu (32 €/MWh) et admis par différentes instances dont la Cour des Comptes, en revanche, le calcul de ce coût de production complet est beaucoup plus complexe en ce qui concerne le renouvelable qui ne produit pas forcément lorsqu’il y a des besoins en électricité et qui nécessite par conséquent soit des moyens de stockage appropriés (en admettant qu’ils existent) ou des moyens de production de complément et des investissements « réseau » conséquents pour relier production et consommation souvent très éloignées l’une de l’autre (cf. l’Allemagne) et profiter au mieux du foisonnement. C’est pourquoi, j’invite tous les débatteurs à se reporter à l’avis n°92 (https://ppe.debatpublic.fr/node/4040 ) qui propose une autre approche qui permet d’évaluer ce qui est essentiel pour un vendeur, y compris d’électricité, c’est-à-dire la valeur commerciale de son produit, sans subvention et sans obligation d’achat dans la relation producteur éolien/ agrégateur qu’a créée la mise en œuvre du nouveau système d’appel d’offre. Le lecteur pourra alors constater que, dans la plupart des cas, le prix que l'agrégateur est prêt à payer n’est pas forcément très élevé.

Vous savez certainement que pour comparer des produits, il faut le faire à "qualité égale".
C'est à dire pouvoir comparer des produits qui rendent les mêmes services.
Or les "renouvelables" sont la plupart du temps "intermittents", c'est à dire dépendant de facteurs aléatoires comme le vent (éolien) ou le soleil (solaire).
Pour la production d'électricité, ces deux dernières technologies présentent donc des "défauts de qualité" rédhibitoires car une électricité uniquement disponible quand le soleil brille suffisamment (15 à 20 % du temps) ou le vent souffle assez fort (25 à 30 % du temps) pour en produire de manière significative, est rarement utilisable. Et cela sera le cas jusqu'à ce que des technologies de stockage de masse de l'électricité émergent et soient industrialisées à des coûts acceptables. Il faudrait dire à des "surcoûts acceptables", car le kWh issus des énergies intermittentes (EnRi) aura un coût réel qui cumulera celui de sa production aléatoire et celui du stockage/déstockage associé.
On peut toujours répliquer : oui mais ce stockage n'existe pas, et pourtant les EnRi se développent dans notre mix de production ! C'est uniquement parce que les énergies non intermittentes (comme le nucléaire ou l'hydraulique) et dont on peut "piloter" le niveau de production, compensent les fluctuations aléatoires des EnRi. Ce faisant elles sont pénalisées parce qu'elles produisent moins d'énergie et leurs machines s'usent davantage à sans cesse ajuster leur puissance en raison inverse de celle des EnRi.
Dans cette situation transitoire où seules ces énergies "pilotables" sont une solution pour brancher des EnRi sur le réseau, il faudrait donc, pour être justes : soit rémunérer ces énergies (nucléaire et hydraulique donc) à chaque fois qu'elles assurent la compensation, soit contraindre les producteurs d'EnRi à s'équiper de centrales pilotables dédiées à la compensation de ces dernières et de même puissance : donc d'un double parc de production. L'ennui est que la solution la plus économique conduit à recourir à des centrales au gaz (voire au charbon comme en Allemagne) et que ce n'est plus acceptable si on veut lutter contre le réchauffement climatique et la pollution de l'air. On en reste donc à imposer des contraintes aux centrales hydrauliques et nucléaires.
Ceci étant posé, le problème du surcoût des mesures nécessaires pour compenser l'intermittence des EnRi est complexe car il dépend à la fois de la nature des parcs de production (donc des pays) et du "taux de pénétration" de ces EnRi dans le mix de production.
Grosso modo, ce surcoût (en % du coût du MWh pour un système sans EnRi) augmente de façon très rapide avec le taux de pénétration. Pour notre réseau national, plusieurs études (dont je tiens les références à disposition) montrent que ce surcoût est voisin du taux de pénétration jusqu'à 40 % d'EnRi, puis qu'il évolue de manière exponentielle au delà.
Or les exigences de stabilité du réseau, que l'on mesure par la variation de la fréquence autour de la valeur de 50 Hz, imposent de ne pas dépasser 30 à 40 % d'EnRi pour ne pas augmenter considérablement le risque de "black out" (effondrement brutal du réseau d'électricité).
Conclusion : l'intérêt d'EnRi dans un mix décarboné doit être évalué, sachant qu'on ne peut aujourd'hui dépasser 30 à 40 % de ces EnRi dans ce mix (le reste étant composé de moyens "pilotables", essentiellement nucléaire et hydraulique). Ceci rend d'ailleurs techniquement envisageable l'objectif de réduction du nucléaire à 50 % dans ce mix (cf. LTECV), si on tient compte des quelques 12 % d'hydraulique disponibles en France. Mais ce pose alors un autre problème : celui de la puissance garantie pour passer les pointes d'hiver pouvant dépasser 100 GW. Cette dernière contrainte impose de ne pas arrêter de centrales nucléaires qui ne totalisent que 63 GW de capacité, et de s'attaquer d'abord aux problèmes de réduction des pics de consommation e de consommation tout court. Mais ce n'est pas l'objet du présent propos.

Reste à savoir si 30 à 40 % d'EnRi sont économiquement acceptables : pour cela, ces EnRi étant directement concurrents du nucléaire, il faut comparer les coûts de deux filières, et donc prendre en compte pour les EnRi les surcoûts d'intermittence.
Aujourd'hui, le nucléaire du parc existant (quasiment amorti) produit un MWh à 33 €, imbattable par aucune technologie d'EnRi. Si on prend en compte le "coût complet" du nucléaire qui intègre les investissements pour renouveler ce parc, on remonte à environ 55 € (cf. Cour des Comptes), ce chiffre intégrant les investissements de "grand carénage" entrepris sur les réacteurs qu'EDF envisage de faire fonctionner 60 ans.
L'ambition de la LTEV serait de parvenir à environ 40 % d'EnRi à côté de 50 % de nucléaire : mais le "surcoût de l'intermittence" grève d'environ 40 % ces EnRi qui devront, pour être concurrentiels aujourd'hui, être vendus à moins de 33 €/1,4 soit 24 € le MWh ! On en est loin. Et on peut légitimement se demander pourquoi notre pays construit des éoliennes et des centrales PV et accepte de rémunérer leurs MWh à des chiffres 3 à 4 fois supérieurs !!
Quand le parc nucléaire actuel sera arrivé à la fin de son cycle de vie (entre 2030 et 2040) et qu'il faudra disposer de nouvelles centrales nucléaires, EDF annonce aujourd'hui que le "modèle" le plus performant à tous points de vue (notamment celui de la sûreté) est l'EPR de 2ème génération, et qu'il produira un MWh légèrement plus onéreux que celui du parc actuel en raison des surcoûts liés à l'amélioration de ces performances, qui tournera entre 60 et 70 €.
Dans ces conditions les EnRi, pour rester une alternative crédible, ne devront pas vendre leur MWh à plus de 40-50 € : en seront-ils capables vers 2030 ?
C'est tout le pari, qui sera équitable si les pouvoir publics arrêtent de subventionner les EnRi et de faire perdurer les distorsions de concurrence actuelles que constituent les tarifs d'achat garanti ou primes ex-post consentis aux EnRi et pas (encore) au nucléaire.

Vous dites "les exigences de stabilité du réseau [...] imposent de ne pas dépasser 30 à 40 % d'EnRi pour ne pas augmenter considérablement le risque de "black out" (effondrement brutal du réseau d'électricité)".

C'est faux. Dans un autre commentaire sur un autre sujet, j'ai déjà parlé du problème d'inertie électrique (réel, mais souvent exagéré) lié au caractère asynchrone des éoliennes et du PV. C'est ce problème (et pas l'intermittence ou je ne sais quoi d'autre comme on l'entend parfois) qui fait dire à certains experts qu'on dépassera difficilement ~50 % d'éolien et de PV (en instantané) sur une plaque synchrone donnée, voire ~ 25% lors des creux de consommation. Mais ce seuil théorique n'existe que si l'on s'abstient de mettre en place des mesures compensatoires dédiées, ce qui serait absurde vu la relative simplicité de certaines de ces mesures. Avec de telles mesures compensatoires, pour un surcoût assez faible (presque négligeable comparé aux surcoûts liés à l'intermittence), on peux monter à 100 % d'éolien et de PV en taux instantané sans mettre en danger le système électrique. Parmi un éventail d'alternatives plus ou moins bien définies à ce jour ("inertie synthétique", etc), on pourrait par exemple faire tourner certaines turbines hydro ou thermiques en mode compensateur synchrone lorsqu'elles ne produisent pas et le problème est réglé.

L'EPR à 60-70 €/MWh à l'horizon 2030-2035 ? personne n'y croit. Pour l'instant 100 €/MWh en série est considéré comme optimiste, et encore, hors surcoût lié au risque d'accident très grave. D'autant que pour faire baisser les coûts il faudrait des commandes en masse, ce qui n'arrivera jamais vu l'extrême déficit de compétitivité de l'EPR existant face aux renouvelables, et vu l'hostilité globalement assez massive des opinions publiques vis-à-vis du nucléaire.

Le nucléaire "rénové" n'est à ~33 €/MWh (hors amortissement) que si l'on suppose que le coût des rénovation n'est pas massivement sous-estimé, que le risque d'accident très grave est nul (et, dans une moindre mesure, que le facteur de charge restera peu ou prou ce qu'il est malgré le vieillissement et que le coût de traitement des déchets est aussi faible qu'on le dit). Toutes ces hypothèses sont excessivement incertaines.

Le PV et l'éolien terrestre sous les 50 €/MWh avant 2030 ? J'ai un scoop pour vous : c'est déjà le cas aujourd'hui pour la plupart des nouveaux projets en Europe (en sortie d'installation, hors coûts réseaux), et ça continue de baisser d'année en année.

Ces dernières années, en Europe occidentale, les seuls nouveaux projets de centrale électrique sans subvention sont .... des parcs PV et éoliens (UK, Pays-bas, Espagne, Allemagne).

Quant aux surcoûts liés l'intermittence, je ne nie pas qu'ils seront un peu significatifs (relisez mes commentaires plus haut) mais, même sous des hypothèses défavorables, même avec les technologies actuelles, ils resteront relativement raisonnables (grosso modo, pour un mix 95-100% ENR : 25 €/MWh +/- 15 €/MWh).

Il est probable qu'on conservera du back-up, mais il est absurde de prétendre qu'un MW éolien/PV nécessite un MW de back up. Dans un mix à grande dominante PV et éolienne, la puissance renouvelable installée dépasse d'un facteur ~5 le pic de consommation ; prétendez vous qu'il faille du back up à hauteur de 5 fois le pic de conso ??

En jouant uniquement sur la flexibilité de la conso (industrielle principalement), pour un coût relativement mesuré, les besoins de back-up descendent à ~70 % du pic de conso (voire moins) sans stockage et sans interconnexion.

En ajoutant les interconnexions ça diminue encore de manière significative : contrairement à ce qui est dit parfois, le foisonnement entre pays européens n'est pas du tout négligeable, données réelles historiques à l'appui, même si le phénomène est régulièrement exagéré par certains commentateurs.

Et puis il y a l'hydro pilotable (~18 GW en France), qui n'est pas loin de réduire d'autant les besoins de back up.

Et enfin une partie du back up restant pourra être (très ?) avantageusement remplacé par des moyens de stockage, en fonction des évolutions technologiques, et des possibilités de construire de nouvelles stations de pompage hydro.

Même sans moyen de stockage significatif, faites des calculs, vous verrez que les coûts de back up restent relativement mesurés une fois répartis sur l'ensemble des MWh consommés : j'ai déjà mentionné plus haut que même en couvrant 100 % de la pointe avec du back up - hypothèse très excessivement pessimiste - le surcoût de l'intermittence dans un mix à très grande dominante éolien/PV ne dépasse pas 40-50€ de surcoût par MWh consommé.

- sur la question de la stabilité en fréquence: un réseau majoritairement alimenté par des génératrices asynchrones n'est évidemment pas pilotable en fréquence, vous l'admettez vous même. Il faut donc lui adjoindre des palliatifs pour simuler l'effet produit sur un réseau normal de l'inertie des génératrices et du fait qu'elles sont, elles, pilotables en fréquence. C'est faisable et ça coûte cher, contrairement à ce que vous dites. Ce débat a déjà eu lieu sur un autre fil, et l vous a été répondu point par point sr la question.

Sur la question des coûts: dans la mesure où il faut des outils pilotables pour subvenir à une nuit sans vent en hiver, l'investissement correspondant est inéluctable.

Dans ce contexte, les intermittents apparaissent comme superflues en terme de capacité. Il faut donc comparer leur coût complet au coût marginal des pilotables. Dans le cas du nucléaire, c'est de l'ordre de 15 €/ MWh.

Vous dites:

"Il est probable qu'on conservera du back-up, mais il est absurde de prétendre qu'un MW éolien/PV nécessite un MW de back up. Dans un mix à grande dominante PV et éolienne, la puissance renouvelable installée dépasse d'un facteur ~5 le pic de consommation ; prétendez vous qu'il faille du back up à hauteur de 5 fois le pic de conso ??"

Votre question est insensée. Le back up est évidemment au pic de consommation. Je comprends par contre, que pour vous, il serait idéal d'investir en France 500 GW de solaire et d'éolien pour une pointe de 100 GW? On ne pourra plus marcher entre les mats d'éoliennes...

Enfin, sur le surcoût du back up: 40 à 50 €/MWh consomme, c'est une paille pour vous? ça double presque le coût!

Je vous réponds, non par esprit polémique, mais pour mettre en avant sur des réalités scientifiques ou économiques.
Sur les limites liées à l'intermittence : beaucoup d'études sérieuses ont eu lieu, elles convergent toutes. Je vous renvoie à la plus complète à mon avis : “Technical and economic analysis of the European electricity system with 60% RES“ par A. Burtin et Vera Sylva d’EDF R&D, 2015. Elle prend en compte l’ensemble des 34 pays européen et 40% d’intermittents, éolien et photovoltaïque"
Elles concluent bien à une limite "dure" de 40 % max de sources intermittentes dans un mix, et encore à condition que tous les pays de l'UE soient connectés entre eux comme sur une "plaque de cuivre".
Si on se réfère non pas aux calculs mais à l'expérience, l'Australie du Sud a voulu franchir cette limite et a été confrontée à des blackouts à répétition : si cela se produisait en France, notre gouvernement responsable de la politique énergétique ne tiendrait pas longtemps... Dans un autre registre, posez-vous la question de savoir pourquoi dans les réseaux des îles, le % d'intermittents est réglementairement limité à 30 %, alors que l'enjeu de se substituer aux groupes diesel est ici majeur.
Par ailleurs, vos doutes sur les capacités d'EDF à "sortir" un MWh produit par l'EPR de série à 60-70 € sont entendables, mais attendez de voir, vous pourriez être surpris ! Il ne s'agit finalement pour l'électricien national que de reproduire l'aventure industrielle des années 80, dont le succès est incontestable.
Quant au chiffre de 33 €/MWh pour le MWh nucléaire du parc nucléaire actuel, il se recoupe avec le coût complet que la Cour des Comptes a évalué à deux reprises, en retranchant l'amortissement largement réalisé.
Je termine sur les énergies intermittentes : le surcoût de 40-50 €/MWh induit par l'éolien ou le PV que vous évaluez n'est pas vraiment négligeable (!) , surtout si l'on tend vers un mix décarboné qui sera probablement nettement plus onéreux que l'actuel, où le charbon et gaz de schistes "tirent" le marché vers le bas et en particulier si l'on instaure enfin une vraie taxe carbone.
Quand on sait qu'il n'est guère possible, en l'absence de technologie de stockage de masse, de dépasser 40 % d'énergie intermittente dans le mix, est-ce que ça vaut le coup de plomber autant le coût de notre électricité, sans aucun gain en matière d'émission de CO2 ?
Cet engouement pour l'éolien et le solaire PV (surtout quand on le présente, à tort, comme le moyen d'arrêter du nucléaire) est surprenant et sans aucun fondement.

Habitant la Marne depuis une bonne dizaine d’années, j’ai eu la « chance » de voir pousser dans un paysage verdoyant, s’étendant à perte de vue, des centaines de mâts d’éoliennes dont la taille et la couleur métal n’ont rien à voir avec ledit paysage. Mais passons ; l’objet de la PPE n’est ni le paysage, ni les avantages consentis à cette énergie.
L’objectif de la PPE ne devrait-il pas être d’arriver à réduire sensiblement notre production de gaz à effet de serre, essentiellement du CO2 ??... Objectif plus que louable ; le dérèglement climatique dû à ces gaz semble bien parti.
Mais rien n’est moins sûr avec la loi TECV qui confond une multitude d’objectifs avec les moyens pour les atteindre. Plus grave, cette loi encadre une consultation du public pourtant bienvenue : il est interdit en effet de critiquer cette loi pourtant largement contestée par des scientifiques de renom comme ceux de l’académie des Sciences.
A titre d’exemple, cette loi décriée à juste titre s’intéresse surtout à la production d’électricité : développons les EnR notamment éolien et solaire, au détriment des centrales nucléaires qui pourtant ne produisent pas de gaz à effet de serre. Et pour régler le problème de production de courant quand il n’y pas de vent (ou un vent trop fort) ou pas soleil (ce qui arrive aussi, surtout la nuit), faisons donc comme nos verts voisins allemands. Avec leur puissance solaire et éolienne supérieure à notre puissance nucléaire, ils arrivent juste à couvrir 35% de leur consommation. Le reste est fait essentiellement avec du charbon, et un peu de nucléaire qu’ils vont mettre à la retraite anticipée. L’Allemagne, si souvent citée en exemple voire adulée pour son dynamisme économique, nous montre plutôt dans ce domaine ce qu’il ne faut pas faire !...
Alors développons encore les EnR ; pourquoi pas ? Mais que ce soit pour remplacer les anciennes centrales fonctionnant au charbon ou au gaz, et pas au détriment du nucléaire dont la production est sans CO2 et de plus, beaucoup moins dépendante des aléas climatiques que les EnR pour garantir la continuité de fourniture de courant.

Des "réalités scientifiques" rien que ça ?

Malheureusement pour vous, il n'existe aucune étude sérieuse qui mentionne un seuil maximal d'éolien et de PV lié à l'intermittence (à quelles études vous référez vous, outre celle d'EDF ?). Concernant l'étude d'EDF, vous faites un contresens : relisez, la limite de 40 % d'éolien et PV en taux en instantané est liée uniquement à la question de l'inertie et n'a rien à voir avec l'intermittence (ce sont deux problèmes complètements distincts, si ce n'est qu'ils sont tous deux liés au PV et à l'éolien). Or je le redis : cette limite théorique n'existe qu'en l'absence de mesure compensatoire ; et il existe un éventail de mesures compensatoires envisageables, dont certaines relativement simples, qui permettent de monter à 100 % d'éolien et de pv en instantané.

Allez faire un tour sur cette page, peut être que cela relativisera un peu vos préjugés : https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1364032118303307

Aucun gestionnaire de réseau n'a jamais affirmé dans aucun rapport officiel qu' un mix électrique 100 % ENR (à forte dominante éolien et pv) est irréalisable techniquement ; au contraire, de nombreuses publications de leur part montrent qu'ils prennent très au sérieux la possibilité d'un tel mix dans un avenir relativement proche (par exemple ici : https://www.h2020-migrate.eu/_Resources/Persistent/642c9651cea36c4f4fcfb... ).

Les problèmes auxquels les iles sont confrontées sont un peu différents de ceux qu'on trouve à l'échelle d'un pays, mais rien n'empêche d'avoir 100 % d'ENR sur un territoire insulaire, quel que soit sa taille (par exemple en installant un important stockage centralisé qui équilibre le tout).

Les causes des blacks out d'australie du sud ne peuvent se résumer à la seule présence d'éoliennes. C'est beaucoup plus compliqué que ça. La raison première, outre l'arrivée d'une tempête cinquantenaire, c'est une certaine incompétence du gestionnaire de réseau et de marché qui n'a pas suffisamment anticipé certaines choses ; et l'absence visible de contrôle de conformité efficient n'a pas aidé : de ce que je comprends, des éoliennes ont pu se raccorder en dépit du fait qu'elles ne respectaient pas certaines normes (tenue aux creux de tension) ; de tels dysfonctionnement n'ont rien d'intrinsèque à l'éolien et paraissent impossible en france ; les éoliennes européennes modernes sont très robustes aux creux de tension et ne se seraient pas déconnectées du réseau. Pour preuve que ça n'est pas si simple que vous semblez le penser, voici ce que dit un papier de recherche que j'avais déjà mentionné dans un autre commentaire : "There is no evidence whatsoever that the blackout had anything to do with problems relating to an ‘excessive’
amount of wind power in the system, the variability of output from wind turbines, or their ability to provide energy into the grid in extreme weather conditions. To the contrary, it now seems clear that it was primarily inadequacies in AEMO's planning and procedures for dealing with severe weather events that was the major contributing factor to
the blackout, as well as its failure to make sufficient allowances for the rapidly changing mix of synchronous and non-synchronous electricity generation in the NEM and its consequences for grid stability when faced with low probability risks". etc.
(Confected conflict in the wake of the South Australian blackout: Diversionary strategies and policy failure in Australia's energy sector. Adam Lucas)

Relisez également mes propos, quand je parle de 40-50 €/MWh je dis que c'est un plafond qui ne sera pas atteint, calculé sous des hypothèses très exagérément défavorables et au sein d'un mix à grande dominante pv et éolien (à des taux de pénétration plus bas le coût de l'intermittence chute drastiquement). Remarquez que même à ce niveau très exagéré, ça ne suffit pas à rendre l'EPR actuel compétitif par rapport aux renouvelables (qui je le répète, sont désormais à peine au dessus de 50 €/MWh, hors coût de l'intermittence mais en incluant la majeure partie des coûts de renforcement du réseau). Les nouvelles installations éoliennes et PV, si elles se substituent à de nouveaux EPR, ne feront pas grimper la facture, même sous des hypothèses exagérément défavorables.

Le calcul de la cour des comptes sur le nucléaire rénové n'est valable que sous les hypothèses que j'ai déjà indiquées. Hypothèses qui sont très incertaines. En aucun cas la cour des comptes n'a effectué un audit des prévisions de coûts fournies par EDF, elles les a prises telles quelles comme base de calcul ; ça ne dit rien sur la fiabilité de ces prévisions de coût, surtout quand on connait la fâcheuse tendance d'EDF à sous-estimer les coûts du nucléaire d'un facteur 2 ou 3 ces dernières années. Et de toutes façons le calcul n'est valable grosso modo que pour la prolongation de 40 à 50 ans, soit jusqu'à 2030 environ ; après c'est le grand flou.