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samedi 20 février 2021

Note de France Stratégie : Quelle sécurité d’approvisionnement électrique en Europe à horizon 2030 ?

Le Texas et ses black out ( ou la Californie) sont-ils l’avenir de le France et de l’Europe ? Vous vous demandez comment le réseau électrique français et européen pourrait ne pas s’effondrer avec la baisse simultanée de l’électricité pilotable et la montée des énergies renouvelables intermittentes ENRi dans tous les pays européens, et alors que tous les réseaux des différents pays ( RTE le premier) jurent que non, pas de problèmes, on accroitra les importations grâce aux interconnections ?

Et bien, France Stratégie l’a fait pour vous et y a répondu : ça ne passera pas !

Rapport : https://www.strategie.gouv.fr/publications/securite-dapprovisionnement-electrique-europe-horizon-2030

La demande en électricité va augmenter :

« Après qu'à l'automne le gestionnaire de réseau a mis en garde sur de potentielles difficultés d'approvisionnement en électricité en cas de grand froid cet hiver, la question d’éventuelles défaillances des systèmes électriques en Europe et en particulier en France a été remise dans le débat alors qu’elle avait quasiment disparu des préoccupations du grand public. Dans la prochaine décennie, les nombreux arrêts de centrales pilotables, au charbon ou nucléaires, actuellement programmés et dont les conséquences concrètes semblent assez peu intégrées dans le débat public, pourraient renforcer l’importance de cette question.

Cette réflexion est d’autant plus nécessaire que l’électricité devrait satisfaire une part croissante des besoins en énergie. En France, les stratégies énergétiques et climatiques adoptées au printemps 2020 consacrent le rôle de l’électricité. Représentant près de 25 % de la demande finale aujourd’hui, elle devrait en satisfaire 54 % en 2050. L’Union européenne affiche pour sa part un objectif de 50 % »

Commentaires :

1) Pour la France, RTE prévoit une très forte augmentation aussi en valeur remative, mais aussi en valeur absolue de la production électrique à 2035 (640 TWh) contre 548,6 TWh en 2018, ce qui est tout à fait à l'opposé des certaines prévisions dont celles de l’Ademe et d’associations écologistes irresponsables.

2) France Stratégie fait allusion au 23 avril 2020 ; en plein crise COVID, la France a échappé de justesse à un black out avec une fréquence descendue à 49, 8801 Hz à 10 heures et 10 secondes ! En cause, exactement ce qui était annoncé, la priorité sur le réseau des ENR et leur brusque variation.

Commentaire désinvolte du très politique président du réseau, François Brottes dans une conférence de presse, le 11 juin : c’est « une sorte de nouveau sport » consistant à « éviter les surtensions » en raison du risque d'écroulement… Cette situation a amené quelques surprises car on n'avait jamais connu une telle profondeur". Le mot black out n’a pas été prononcé, mais c’est bien ce qui a failli se passer, en plein Covid ! Avec les hôpitaux fonctionnant à plus que flux tendu !...

Le 11 mai dernier, 30% de la consommation électrique assurée avec l'éolien. Ca n'est plus anecdotique».

Ben oui, c’est peut-être le problème : une part ENR intermittente essentiellement éolien, variant brutalement entre 30% et 1% ( moyenne 6%)

Comment caractérise-t-on la sécurité d’approvisionnement ?Des défaillances plus importantes

« RTE, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité (GRT) français, rappelle dans son bilan prévisionnel (BP) 20197 que, dans un tel système, le « mix électrique doit disposer d’assez de capacités pour assurer l’équilibre offre demande dans la plupart des situations […] telles que des vagues de froid, des avaries imprévues de moyens de production ou encore des épisodes de vent faible. Un critère statistique fixé par les pouvoirs publics définit le niveau de risque accepté par la collectivité en matière de déséquilibre entre l’offre et la demande ».

« En France, ce critère a été défini dans la PPE (Programmation pluriannuelle de l'énergie) d’avril 2020. Il correspond à une durée moyenne de défaillance de trois heures par an. Une défaillance s’entend comme le recours à des moyens exceptionnels pour assurer cet équilibre entre l’offre et la demande : interruption de la consommation de grands sites industriels, baisses de tension ou appel à des gestes volontaires des consommateurs. En dernier recours, RTE peut procéder à des coupures, momentanées, localisées et tournantes. »

« Les analyses (des GRT en particulier), réalisées sur la base de statistiques climatiques, montrent qu’avec la pénétration des énergies renouvelables intermittentes (ENRi) la nature des risques évolue pour le système électrique : la probabilité qu’une défaillance se produise diminue, mais avec une profondeur (puissance, en GW) et une durée qui augmentent très significativement, ces situations correspondant en général à des vagues de froid sans vent pouvant durer plusieurs jours. Les situations de tension pourront donc également survenir lors des creux de production, en particulier éolienne, et cela en toute saison et à toute heure de la journée. Ce que l’on nomme « paysage de défaillance » est donc susceptible d’évoluer dans les prochaines années, mettant à l’épreuve les solutions traditionnellement disponibles.

Commentaire : cf. Californie, été 2020, Texas hiver 2021 cf : https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/02/rollink-black-out-blackout-tournants-au.html; https://vivrelarecherche.blogspot.com/2019/10/la-crise-de-lelectricite-en-californie.html)

« La transition énergétique en cours induit un changement de paradigme et peut amener à faire évoluer la définition même de la sécurité d’approvisionnement, qui aujourd’hui repose sur un kWh livrable à tout moment, à tous et en tout lieu du territoire national. Face à la montée de la part des ENR intermittentes et à la lenteur des progrès sur le stockage de l’électricité, assurer la sécurité d’approvisionnement de tous pourrait impliquer de recourir beaucoup plus aux contrats permettant d’alléger la demande lorsque l’équilibre est menacé. »

Commentaire : avec l’ultra libéralisme assumé, ça veut dire fin du service public. Auront de l’électricité quand ils en auront besoin ceux qui pourront se la payer.

La fermeture programmée en Europe de capacités pilotables doit être mieux prise en compte pour garantir la sécurité d’approvisionnement avant 2030

Dans les prochaines années, la plupart des gouvernements européens envisagent de déclasser d’importantes capacités de production pilotable. D’ici à 2030-2035, Elia, le GRT belge, évalue dans l’édition de 2019 de son étude bi-annuelle13 que ce seront plus de 110 GW de puissance pilotable qui seront retirés du réseau européen. Ils se répartissent en 23 GW de nucléaire (dont environ 13 GW en France et 10 GW en Allemagne), 70 GW de charbon/lignite (dont environ 40 GW en Allemagne) et 10 GW de gaz ou fioul. En dehors de l’Allemagne et de la France qui totalisent près des deux tiers de ces déclassements se trouvent également la Belgique, le Royaume-Uni, l’Italie et l’Espagne.

Ce graphique montre que dès 2030 et vraisemblablement à une date plus rapprochée, si les tendances actuelles se maintiennent, les seuls moyens pilotables ne seront pas en mesure de satisfaire toutes les demandes de pointe moyennes »

Commentaire : ben, on voit bien à la pointe, ça passe pas !

La France, l’Allemagne et la Belgique présentent les plus forts déficits de puissance pilotable

Pour l’ensemble des sept pays étudiés, si aucun moyen pilotable autre que ceux déjà prévus n’est ajouté au réseau pendant cette période et dans l’hypothèse où les objectifs de développement d’ENR sont respectés, les marges passent de +34 GW en 2020, à +16 GW en 2025 puis deviennent négatives à -7,5 GW en 2030 et -10 GW en 2035. Mais ces chiffres cachent des disparités entre l’Espagne, l’Italie et la Suisse d’une part, qui conservent des marges positives sur toute la période, et la France, l’Allemagne, la Belgique et le Royaume-Uni d’autre part, qui deviennent déficitaires dès avant 2025 pour certains.

À moyen terme, dans l’Hexagone, la fermeture des centrales à charbon est prévue au plus tard en 2022, la part du nucléaire dans le mix électrique devrait passer d’environ 70 % aujourd’hui à 50 % en 2035, et la construction de centrales fonctionnant exclusivement aux énergies fossiles est désormais interdite

Les années 2020 et 2025 indiquent des marges légèrement positives, respectivement 1 et 1,7 GW, très proches des prévisions de RTE dans son bilan prévisionnel 2019, ce qui permet de valider le choix des facteurs d’abattement.

En 2030 et 2035, sans construction de nouveaux moyens pilotables, et dans l’hypothèse où les trajectoires de l’éolien et du photovoltaïque sont respectées, ces marges deviennent négatives à environ -5 GW et -9 GW.

Sans développement de flexibilités supplémentaires, notre pays devrait alors compter sur les importations, sachant qu’au niveau européen les marges sont également négatives, qu’il ne sera pas toujours possible de compter sur les importations pour boucler l’équilibre offre-demande, et, faut-il le rappeler, que tous les pays ne pourront pas importer en même temps100 % de leur capacité d’interconnexion.

Commentaire: ben, on voit bien, à la pointe, ça passe plus !

Le problème de la pointe et l’ampleur du risque.

Les « crédits de capacité » sont basés sur diverses publications scientifiques : la disponibilité moyenne à la pointe retenue pour l’éolien terrestre est de 10 %, de 20 % pour l’éolien en mer qui est beaucoup plus régulier et de 2 % pour le solaire PV, les pointes de consommation ayant généralement lieu les soirs d’hiver mais de plus en plus souvent également le matin

L’application de ces critères ne garantit pas la sécurité d’approvisionnement dans toutes les situations. RTE, conformément aux dispositions réglementaires, mène ses études par rapport à un critère probabiliste fixé à une espérance de durée de défaillance de trois heures par an. Mais il a détecté plusieurs situations de « stress tests », en particulier une vague de froid longue (du type de celle de février 2012), des épisodes sans vent ayant occasionné une très faible production éolienne (début janvier 2017, le facteur de charge des parcs éoliens français a été ponctuellement de 1 %) ou l’indisponibilité simultanée et imprévue de plusieurs réacteurs nucléaires.

La notion d’« ampleur du risque » mérite par ailleurs réflexion car la relation entre la durée de défaillance et le déficit de puissance n’est pas linéaire. RTE annonce par exemple que « par ailleurs, certaines combinaisons d’aléas particulièrement défavorables conduisent à des durées de défaillance relativement élevées : il existe ainsi une chance sur vingt d’avoir près de trente heures de défaillance lors de l’hiver le plus contraint, en 2022-2023 ». Cet événement est certes rare (et correspond très vraisemblablement à une longue période froide et sans vent), mais ses conséquences sont potentiellement plus graves que dix défaillances de trois heures cumulées. Les études probabilistes de RTE pourraient être utilement complétées par des évaluations économiques des conséquences des aléas les plus extrêmes observés

Ben on voit bien que ça passe pas, sauf à imaginer que nos voisins qui font la même politique ( plutôt en pire d’ailleurs) soit capables d’exporter, alors que eux, au même moment, compte sur nous pour exporter chez eux. Il y a un problème non ?

L’essor des énergies renouvelables intermittentes doit se faire au rythme du développement de moyens d’équilibrage du système électrique

Les ENRi offrent une puissance garantie réduite dans le cadre de leurs différentes transitions énergétiques, les pays européens se sont fixé des objectifs très ambitieux de développement de l’éolien (terrestre et maritime) et de solaire photovoltaïque (PV). Ainsi en 2030, près de 200 GW d’ENRi devraient être installés en Allemagne d’après la dernière loi EEG, et 75 GW en France, 20 GW en Belgique, 100 GW en Espagne, 70 GW en Italie, etc.

France Stratégie a intégré les hypothèses des GRT européens dans la feuille de calcul publiée en annexe, que résume le graphique ci- dessous. Comme ce graphique l’illustre, les capacités installées en ENRi sont très importantes : avec environ 400 GW, elles devraient dépasser peu après 2025 celles des moyens conventionnels (grand hydraulique inclus).

Mais 1 GW d’ENRi n’est pas de même nature que 1 GW de puissance pilotable et sa participation lors des situations de tension du système électrique n’est pas garantie car elle dépend de la météorologie (température, présence ou non de soleil et surtout de vent). Dans son bilan prévisionnel 2019, RTE indique que l’éolien contribue à la pointe à un niveau équivalent à sa contribution moyenne sur l’année, mais signale que le minimum de production éolienne peut atteindre 1 % de la capacité installée ou encore que le passage des pointes de production s’effectue dans 90 % des cas par des moyens pilotables. »

Commentaire : des moyens pilotables tant qu’on en a suffisamment !

L’Energiewende, c’est du vent et surtout du gaz !

La situation est similaire en Allemagne, où la sortie du nucléaire est prévue en 2022, et celle du charbon en 2038. À ce stade, les moyens destinés à les remplacer restent à déterminer Il est probable que les centrales au gaz y tiennent une place importante. Cela pose un double problème : environnemental, car elles émettent des gaz à effet de serre, et géopolitique, puisque cela entretient une dépendance au gaz, russe en particulier. Les tensions autour du projet Nord Stream II illustrent cet enjeu.

Alors que les marges sont positives de plus de 6 GW en 2020, le déficit de capacité de production garantie atteint -4 GW en 2025 et même avant, les dernières centrales nucléaires devant être arrêtées avant 2022 ainsi qu’environ 10 GW de centrales au charbon ( Ce déficit reste stable jusqu’en 2035, mais une certaine incertitude règne d’une part sur le nombre de centrales à gaz qui seront installées et d’autre part sur la capacité de l’Allemagne à atteindre des objectifs de développement de l’éolien particulièrement ambitieux. En effet, une opposition de plus en plus grande s’est fait jour soit à la construction des machines, soit à celle des lignes à haute tension nécessaires pour acheminer le courant produit.

Commentaire : ben en Allemagne, ça passe pas non plus…C’est toujours pas eux qui pourront exporter chez nous ! Ni les Belges, ni probablement les Espagnols ou les Italiens. Les Martiens ?

Une forte part d’ENRi dans le mix électrique augmente la probabilité de déstabilisation du réseau et en complexifie le pilotage

« De fortes proportions d’ENRi complexifient le pilotage des réseaux, comme l’a montré la première période de confinement. L’apparition de congestions de plus en plus fréquentes sur les réseaux, en particulier de distribution, oblige les GRT26 à faire du « redispatching » et à déconnecter sélectivement un certain nombre d’installations (« écrêtement »). Ces opérations sont d’autant plus complexes que les ENR ont priorité d’injection sur le réseau, sont très réparties sur le territoire et peuvent connaître des variations de production très rapides.

L’Observatoire Capgemini a rappelé dans son édition datée du 3 novembre 2020 que l’Allemagne et le Royaume-Uni ont subi pour ces raisons des quasi black-out respectivement les 21 avril et 23 mars 2020, en pleine crise de la Covid, les gestionnaires de réseau s’étant trouvés à court de moyens permettant de conserver l’équilibre du système. Pendant cette période, la consommation avait baissé, ce qui avait permis d’analyser in vivo l’impact d’une proportion plus importante d’ENRi. »

La Californie, eldorado en demi-teinte de la transition énergétique. l’été 2020 en particulier, des coupures d’électricité ont découlé d’un déficit de capacités de production par rapport à la demande. Entre 2010 et 2019, son parc de centrales conventionnelles est ainsi passé de 50 GW environ à 43 GW37, tandis que la demande de pointe est restée stable, peu flexible. 33 % de sa production d’électricité (hors grandes centrales hydroélectriques) est de source renouvelable.

Commentaire : effet démontré par la Grande Bretagne, la Californie, l’Allemagne, l’Australie… A plus de 30% d’ENR, ça devient très très risqué…

Conclusion : vaut mieux pas trop jouer avec l’électricité

« Alors que l’électricité est un bien particulier, essentiel à la continuité de la vie de la Nation, la situation du système électrique réclame à moyen terme des mesures ambitieuses pour garantir un accès fiable et abordable à une électricité décarbonée. Les conséquences concrètes de la fermeture de centrales conventionnelles pilotables, fossiles ou nucléaires, au cours de la décennie qui vient semblent assez peu intégrées dans le débat public. D’autre part, des objectifs très ambitieux de développement d’énergies renouvelables ont été décidés, alors que les solutions en termes de pilotage et de maîtrise de la demande, de capacités de stockage et, plus généralement, de flexibilité et d’intégration au réseau restent actuellement insuffisamment développées. »

Commentaire : 1),si on veut éviter des black out catastrophiques, sur la période jusqu’à 2035, on garde le maximum de nucléaire que l’on pourra garder sous respect de l’accord de l’autorité de sureté, et en particulier, il faut impérativement renoncer aux fermetures de centrales envisagées.

Et après, on renouvelle le nucléaire ( mais il faut commencer dès maintenant ! Plan Mesmer bis !)