C’est un des lieux communs de la technophobie moderne – celle qui s’entoure des oripeaux de l’écologie pour mieux combattre la transition écologique au travers de la critique de ses outils – voir par exemple les innombrables interviews de Guillaume Pitron, auquel j’ai répondu dans l’Obs à propos des éoliennes et du solaire (cf La transition écologique). Les datas centers, au coeur de l’économie numérique, sont des goufres énergétiques, qui consommeraient à eux seuls 2% de l’électricité mondiale et en consommeront 13% dès 2030, selon une étude de Huawei que cite l’Ademe, généralement une bonne source. Autant dire qu’imaginer que le télétravail, le courrier électronique, la digitalisation, l’internet des objets, l’intelligence artificielle et autres pourraient aider à mieux gérer les flux énergétiques et in fine, contribuer à la lutte contre les changements climatiques, ne pourrait que procéder d’une dangereuse illusion techniciste, pour ne pas dire, horreur suprême, croissantiste, à laquelle participe évidemment l’Agence Internationale de l’Energie par ses initiatives dans le domaine.
Entendons-nous bien: je ne sais pas si on aura jamais besoin de la 5G, je pense que la blockchain entraîne des besoins énergétiques exponentiels par construction, et que les monnaies électroniques ne répondent à aucun besoin de l’humanité, et qu’il y a peut-être, sûrement même, beaucoup de superflu dans le numérique. Je pense également que la sobriété, si l’on veut bien ne pas la confondre avec une illusoire décroissance, est une dimension essentielle de l’action contre le changement climatique, et que, pour prendre un exemple, la production de kérosène paraffinique de synthèse à partir de biomasse et d’hydrogène produit par l’éolien et le solaire (j’y reviendrai) ne pourra jamais rattraper la croissance du trafic aérien telle que nous la connaissions, disons, jusqu’à l’apparition du coronavirus SARS-cov-2.
Mais je regrette que pour mieux appuyer ce point, fondamentalement juste, de la sobriété, nombre d’auteurs, pourtant bien intentionnés, tombent un peu vite dans la critique du « techno-optimisme », comme si on allait pouvoir arriver à des émissions nettes nulles de gaz à effet de serre sans procéder aussi à un changement technique considérable. Car si on veut y arriver par la seule décroissance… il faudrait à peu de choses près faire table rase de toute l’économie, ou presque. C’est ainsi qu’Esprit, par exemple, sous la plume de Franck Aggeri, professeur à Mines Paris-Tech, écrit ceci: « On s’est longtemps plu à croire que la révolution numérique allait permettre de dématérialiser l’économie et de réduire ainsi ses effets. Des études récentes soulignent, au contraire, leur ampleur. Le numérique représente déjà 10% de la consommation mondiale d’électricité (…) en trois ensembles de poids à peu près identique: les terminaux, les data centers et les réseaux. (…) La consommation croît à un rythme annuel de 9%. Dans le pire scénario, le numérique pourrait ainsi atteindre 7,5% de la demande finale d’énergie, soit 30% de la consommation d’électricité. »
Non. Selon une l’analyse publiée fin février dans Science par Eric Masanet de Northwestern University et ses co-auteurs (voir aussi cet article-là, en libre accès et plus facile), la consommation énergétique mondiale des data centers représentait en 2018 205 TWh, près de 1% de la consommation électrique mondiale (0,8% de la production), en croissance de seulement 6% par rapport à 2010. Donc, pour les data centers, un pourcentage 3,5 fois inférieur à celui indiqué, et pour ce qui est de la croissance l’erreur du professeur Aggeri est abyssale puisqu’une croissance de 9% par an pendant 8 ans c’est un doublement, 100% d’augmentation là où l’on n’en constate que 8%. Ces chiffres sont d’ailleurs corroborés par l’AIE.
Et pourtant, la quantité de calculs effectués a dans le même temps été multipliée par six. Comment est-ce possible? C’est ici que les études d’Eric Masanet et autres apportent des explications utiles. En réalité, trois effets se combinent pour améliorer grandement l’efficacité du numérique aujourd’hui. Le premier est l’efficacité technique du calcul. Le second est l’augmentation du taux d’utilisation des serveurs (par des astuces techniques). Le troisième est l’augmentation de la taille des data centers, les plus grands utilisant notamment des systèmes de refroidissement bien plus performants. Un peu comme si on était passé de petits autobus inefficaces par construction et aux trois-quarts vides, à des autobus géants, bien plus efficaces, et parfaitement bien remplis.
Et en termes d’émissions de dioxide de carbone, qu’en est-il? On lit parfois que les data centers en émettent autant que l’aviation mondiale (celle d’avant le Covid-19), près d’un milliard de tonne. Cela supposerait que les émissions moyennes de l’électricité utilisée soit quatre fois supérieure (par kWh) à celles des centrales à charbon. Absurde! Et tout au contraire, les data centers sont de gros consommateurs d’énergie renouvelable, passant des contrats d’achat direct qui permettent la construction de fermes éoliennes et solaires dédiées. Bref, en moyenne mondiale, les émissions des data centers doivent représenter au plus un dixième des émissions de l’aviation, car leur énergie est entièrement électrique, donc autrement plus facile à alimenter en électricité éolienne et solaire que les avions.
Une demi-heure de visionnage sur un service de vidéo en ligne, ce serait comme rouler en voiture pendant 6 ou 7 kilomètres, lit-on encore, d’après une étude du Shift Project. Ridicule, la réalité c’est entre 25 et 50 fois moins, démontre George Kamiya. L’analyse du Shift surestime la consommation d’électricité propre de Netflix par un facteur… 800, rien de moins. Celle des data centres et networks qui delivre la vidéo en ligne d’un facteur 7 à 18, celle de la transmission finale à peu près autant. Par contre il sous-estime la consommation des usagers, qui ne regardent pas seulement sur leurs smartphones mais plus souvent sur leur téléviseurs (qui consomment 100 fois plus qu’un smartphone, 5 fois plus qu’un ordinateur).
Bon, au début avril, il est possible que les émissions du numérique aient augmenté au point de rejoindre celles de l’aviation, vu l’écroulement du trafic. aérien.. Mais de grâce qu’on en tire les bonnes leçons: une progression du télétravail, du téléenseignement, de la visioconférence, au détriment de transports physiques, dans la mesure où ces substituts sont efficaces (on n’a pas imaginé de faire la COP-26 en vidéo, par exemple, et la présence physique des enseignants en classe restera sans doute indispensable) peuvent contribuer à la réduction des émissions de GES. Et qu’on n’aille pas affirmer l’inverse sur la base de calculs trompeurs.
Sur ce, excusez-moi, j’ai une série qui m’attend… sans mauvaise conscience.
Puisque vous êtes revenu, revenons à nos moutons à propos du nucléaire et des énergies renouvelables.
Vous dites « seul un exercice de modélisation complet pourra apporter toutes les réponses ».
Bien. Les simulations sont toujours très intéressantes, car elles posent les vrais problèmes et incitent à trouver les moyens de les résoudre.
Alors prenons vos paramètres et les données horaires de RTE pour l’année 2018. Cependant, l’éolien « offshore » (en mer) n’existant pas pour la France, prenons comme « proxy » le facteur de charge de l’éolien terrestre en Bretagne en lui appliquant un coefficient multiplicateur.
Pour être aussi proche du possible avec les seules données disponibles, voici les paramètres d’une simulation horaire pour 2018. Le résultat serait évidemment différent à partir d’autres années (2017 …).
Consommation de 630 TWh hors pompage (476 TWh en 2018) pour une production éventuelle de 700 TWh (116 TWh renouvelables en 2018).
Pour cela, une consommation forfaitaire de 17,64 GWh a été ajoutée à chaque heure de l’année (il aurait été trop
délicat et hasardeux de moduler selon les heures du jour et les jours de la semaine). Le pompage des STEP consomme 7,4 TWh.
La capacité utilisée est de 100 GW de photovoltaïque, 72 GW d’éolien terrestre, 80 GW d’éolien en mer, sans changement pour l’hydraulique et le fonctionnement des STEP. Le facteur de charge de l’éolien terrestre est porté à 28,5% (vos 2.500 heures) au lieu de 22,5% réel en 2018. Celui de l’éolien en mer est supposé de 48% (20,6% en terrestre breton).
La capacité de stockage est de 30 GW pendant six heures, soit de 180 GWh, EN PLUS des STEP existantes, avec une efficacité globale de 81% (round-trip efficiency).
Nous obtenons une production totale renouvelables de 729 TWh, dont 131 TWh de solaire, 184 TWh d’éolien terrestre et 337 TWh d’éolien en mer.
Si l’on disposait de stockage sans aucune perte, l’excédent de production serait de 92 TWh : 729-(630+7).
En réalité, nous avons une perte de 5 TWh due à un modeste stockage/déstockage – un excédent de 178 TWh qu’il a été impossible de stocker par manque de capacité (TWh) – un déficit à combler par du thermique à cause d’un déstockage impossible par manque d’énergie stockée (TWh).
L’excédent est utilisable pour de l’électrolyse ou du stockage thermique intersaisonnier, si les capacités nécessaires sont mises en oeuvre, en puissance et en énergie.
Mais, le stockage de 180 GWh est plein en moins de deux heures dès le 1er janvier avant 2h du matin, avec un excès de 240 GWh, dont seuls 216 sont stockables (rendement de charge) et 180 stockés (limite « réservoir »). Le stockage est ensuite vidé en huit heures dans la soirée du 5 janvier.
En été, on peut avoir un stockage saturé à 180 GWh (comme en hiver), mais aussi un recours au gaz pouvant atteindre 44,7 GW (puissance) le 02 juillet ou 47,9 GW le 23 août. Autant de thermique en plein été, le stockage n’est guère optimisé.
Nous avons aussi jusqu’à 76 GW de puissance thermique à fournir pendant au moins une heure et plus de 40 GW pendant 840 heures, pour 42 TWh d’énergie. Au total, c’est 91,6 TWh répartis de façon très inégale sur 3.020 heures qu’il faut fournir par du thermique gaz (renouvelable de préférence).
Les excédents, qui ne sont pas complémentaires des déficit, ni en heures, ni en énergie, du fait du stockage et déstockage, sont de 178 TWh répartis sur 2.960 heures, avec un maximum à 194 GW (puissance).
Ces excédents peuvent être utilisés pour de l’électrolyse, mais à peine 34% du temps en allant traquer le moindre MWh excédentaire.
Quel que soit le nombre d’électrolyseurs, aucun n’aurait pu fonctionner plus de 2.960 heures (année 2018). En fait, avec 20.000 MW d’électrolyseur, le nombre d’heures moyen aurait été de 2.630 heures, car il n’y avait pas toujours 20.000 MW d’excédent disponible.
Avec 20.000 MW d’électrolyseurs PEM (mille fois celui en construction au Canada ou celui qui sera construit aux Pays-Bas) 52,5 TWh d’électricité auraient été utilisés pour produire 900.000 tonnes d’hydrogène et 125 TWh n’auraient pas été utilisés, sauf si … [A noter que le rendement global de l’électrolyse dans les usines citées n’est que de 57,1%, si fonctionnement continu 8.760 heures par an : 3.000 tonnes/an H2 à 33,33 MWh/t PCI = 100 GWh pour une consommation de 20 MW x 8.760 h = 175,2 TWh]
… Sauf si cet excédent final est utilisé pour le stockage intersaisonnier de la chaleur en complément des réseaux de chaleur ou au niveau d’un écoquartier. En fait, les excédents se trouvaient surtout en hiver, avec les paramètres indiqués et pour 2018. C’est un avantage, puisque cela permet de reconstituer le stock de chaleur aux périodes où il est consommé pour le chauffage.
— Voila de quoi réfléchir avec vos amis, et aussi donner matière à recherches pour les universitaires. —
Merci. La capacité de stockage que vous limitez arbitrairement à six heures peut être plus importante – plutôt moins pour la partie batteries mais nettement plus pour la partie pompage hydraulique. Les STEP existante ont des réservoirs correspondant à des fonctionnements continus de 15 à 50 heures selon volume et différentiel d’altitude. Par ailleurs les electrolyseurs de grande taille seront plus probablement des alkalins, nettement moins chers, comme ceux qui furent utilisés au siècle dernièrs en Norvège (plus de trois usines à >100 MW chacune), et comme ceux qui vont être construits en Normandie et dans le Nord par H2V (2×200 MW). Le rendement qu’il faut apprécier est celui des kWh et non des kW sur le contenu énergétique de l’hydrogène produit – et il se situera en moyenne sur dix ans autour de 67%, avec au début entre 64 et 72% selon la charge, le rendement étant supérieur au rendement nominal à charge partielle.
Stockage – électrolyse.
Une installation de stockage d’électricité, STEP pure ou batterie, se définit selon deux paramètres complémentaires et tous deux nécessaires : la puissance (MW) et la capacité (MWh).
Lorsque, dans votre article à trois voix, vous indiquez « Disons 15 GW de STEP et 15 GW de batteries. », vous ne précisez pas la capacité de stockage (MWh) ou en d’autres termes la durée de déstockage à pleine puissance (le double à demi puissance …). Nous ne tiendrons pas compte du fait que, pour des raisons physiques, la capacité restituée (MWh) par une batterie est plus importante dans le cas d’une décharge à faible intensité (A) qu’à forte intensité. Le rendement de charge et de décharge d’une batterie dépend en effet de l’intensité du courant.
Sur les six STEP en France, totalisant 4,9 GW en turbinage et 4,2 GW en pompage, seules deux sont des STEP pures (Montézic et Revin), totalisant 1,7 GW en turbinage. Les autres, comme Grand’Maison, sont des STEP mixtes, associant un bassin bas de faible importance à un réservoir lac classique. Dans ce dernier cas, la STEP ne fait que reconstituer en partie la capacité du réservoir, si un excès d’électricité est disponible.
A pleine puissance de turbinage, Montézic se vide en 35 heures en produisant 31,8 GWh et Revin en 5 heures en produisant 4,0 GWh. La remontée d’eau se fait à peu près pendant la même durée, mais en consommant davantage.
En France, les STEP ont consommé 7,4 TWh en pompage en 2018 pour ne restituer que 5,3 TWh en turbinage, soit un rendement de 72% selon le CGDD (ministère) ou 6,43 TWh et 5,46 TWh, soit un rendement de 85% selon RTE. Deux sources officielles bien différentes et tout aussi différentes au cours des sept dernières années. A qui se fier ? D’autant plus qu’au niveau des groupes (pompe+turbine) selon RTE, on trouve des rendements encore différents (autour de 70%) pour Montézic et Revin prises isolément.
Selon le Joint Research Centre (jrc-eu), en limitant la distance à 3 km entre le réservoir haut et le réservoir bas de nouvelles STEP, le potentiel réalisable en France serait de 98 sites pour 242 GWh de stockage (3,6 GWh à Revin en 5 heures de turbinage). Avec un écart jusqu’à 5 km, cela donnerait 198 sites et 630 GWh de stockage. Au-delà de ces distances, le coût serait prohibitif en regard de l’intérêt potentiel, sans compter l’acceptabilité.
Compte tenu d’une capacité moyenne par site de 2,5 GWh et de 3,2 GWh, selon la distance maximale entre réservoirs, ce serait des STEP comparables à celle de Revin. Leur puissance moyenne serait alors de 500 MW ou de 640 MW pour une constante de temps de cinq heures.
Pour mémoire, le JRC cite des STEP dont la durée de stockage varie de 3 à 7 heures (durée de turbinage), avec l’exception de Montézic en France (35h) et de La Muela-2 en Espagne (32h).
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Sur la base de la simulation effectuée pour 2018 en utilisant vos données en éolien et solaire, et les données horaires réelles de RTE, y compris les STEP existantes, voici quelques résultats :
– Pour 10 GW supplémentaire en STEP pouvant turbiner 5 heures, soit 50 GWh (et 65 GWh consommés en pompage), à supposer qu’elles soient vides au départ (en bas), elles seraient saturées en 6,5 heures le 1er janvier 2018 (durée du pompage) en n’utilisant que 8% de l’excédent de production du moment.
– Inversement, ce 10 GW supplémentaire (50 GWh) serait utilisé en 5 heures le 5 janvier, sans pouvoir combler le déficit de 1.075 GWh en 27 heures des 5 et 6 janvier.
– Ajouter seulement 15 GW de batteries (pendant 5 ou 6 heures) ne changerait pas grand chose.
– Les systèmes actuels de stockage sur batteries qui ne permettent qu’une heure de décharge à puissance nominale (un MWh d’énergie pour un MW de puissance) ne sont pas utilisés pour un véritable stockage mais pour des services système : maintien de la tension et de la fréquence, réserve primaire et parfois réserve secondaire.
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Les électrolyseurs alcalins ne sont guère adaptés aux variations rapides de production de l’éolien et du solaire. Un électrolyseur alcalin est relativement lent à démarrer, sa plage de service est à 20% pour le minimum. Si sa charge ne peut-être maintenue (pas d’excédent d’électricité), il doit être arrêté et dans ce cas un temps de latence d’au moins une heure est nécessaire avant qu’il ne puisse être redémarré. Au contraire, un électrolyseur PEM (membrane à échange de protons) passe de l’arrêt (0%) à la puissance nominale (100%) en quelques secondes, peut supporter une surcharge plus élevée, est bien adapté à des variations rapides de charge, fonctionne à une pression plus élevée (avantage pour le stockage).
Le coût des électrolyseurs PEM se rapproche aussi de celui des électrolyseurs alcalins et la différence de coût devrait s’annuler dans moins de dix ans.
Enfin, pour le rendement des électrolyseurs, il ne faut pas se baser sur l’électrolyseur seul, selon le rendement indiqué dans les catalogues des fournisseurs (en PCS d’ailleurs alors que l’utilité est seulement en PCI puisque la chaleur de condensation est perdue), mais au niveau global de l’usine avec tous les auxiliaires.
Dans le cas de l’usine H2V en projet à Dunkerque, la consommation annuelle est de 1.500 GWh (7.500 h x 200 MW) pour produire 28.000 tonnes d’hydrogène contenant 933 GWh d’énergie en PCI, d’où un rendement de 62,2%. Mais cette usine sera approvisionnée en permanence par RTE, sans être liée aux seuls excédents éolien ou solaire.
Coucou,
Il va sans dire que le numérique a pris de l’ampleur dans le monde d’aujourd’hui. Merci pour le lien, cela m’a permis d’en apprendre plus sur les datas centers.