Commission Sénatoriale " prix de l'électricité" :EDF : Luc Remond et Cedric Lewandoski

EDF :Audition de Luc Rémont, PDG ( Mercredi 10 Avril) et Cedric Lewandoski ( Jeudi 4 Avril)

Luc Rémont ; mercredi 10 avril : La modulation du nucléaire pour le suivi des ENR ne pose pas de problèmes tant qu'on ne descend pas en-dessous de certaines limites (80%, deux fois par jour) Si l'arrêt complet devait devenir la règle, par contre cela devient réellement problématique et on "rentre en territoire inconnu.". La modulation que fait EDF pour gérer au mieux son carburant relève d’algorithmes extrêmement complexes

NB. l’arrêt complet or c'est bien ce qui s'est produit le week-end du 13 avril 2024 où EDF a dû arrêter 5 réacteurs nucléaires en raison d'une forte baisse de la demande : Dampierre 4 (890 mégawatts [MW]), Golfech 2 (1 310 MW), Paluel 4 (1 330 MW), Tricastin 1 et 3 (915 MW chacun). Tous ont été déconnectés du réseau samedi matin pour être reconnectés dimanche soir, à l’exception du réacteur Tricastin 1 remis en route mardi soir.

On est donc déjà en territoire inconnu, et ça va pas s’arranger avec l’augmentation des ENR sur le réseau.. On entend également que la modulation pour gérer le fuel nucléaire (et les arrêts de tranche) n’est compatible avec le suivi de charge des ENR que si celui-ci n’est pas trop élevé ;

Péninsules électriques : Dans les "péninsules électriques" (Nice, Bretagne...), la déstabilisation par les ENR est un risque sérieux et il sera par conséquent nécessaire soit de garder des centrales thermiques, soit d'implanter des SMR (NB ce qui est prévu à Cordemais)

Raccordements : Tous les renouvelables ne sont pas équivalents pour le réseau. Essayons de hiérarchiser les raccordements les plus utiles au système électrique. Pour l’éolien en mer, un euro d’investissement en de production correspond à un euro de raccordement

Hinkley Point : heureusement qu'il y a eu Hinkley Point, sans cela la capacité de l'industrie française à construire des centrales nucléaires risquait de disparaître...

Nucléaire et CfD : Pourquoi des prix plafonds et pas de prix planchers pour les contrats long terme proposés par EDF, qui ne sont donc pas des CFD ? Parce que la contrepartie imposée par la Commission européenne, c'est le démantèlement d'EDF via un scenario similaire au défunt Hercule.

Concessions hydrauliques : sortir de la situation de blocage en proposant à la Commission de passer à un système d'autorisation

Nuward : premier béton en 2030 visé

Arenh : légalement, c'est un tiers de la production qui est vendue au tarif ARENH, économiquement, ce sont les deux tiers puisqu'il faut bien répliquer pour nos clients les tarifs des concurrents 

Cedric Lewandoski Jeudi 4 avril

Etat du Parc Nucléaire : nous sommes dans une phase de convalescence dynamique,  e reconquête de notre performance opérationnelle... Le but est de revenir à 350 TWh à fin 2025. La crise de corrosion sous contrainte est toujours là, et des 900 MW seront concernés mais elle est en cours de maîtrise industrielle-.

« Notre conviction est que les 56 réacteurs du parc actuel tels qu'on les connait ont la capacité d'aller à 60 ans »

Concernant l’augmentation de la puissance délivrée par le parc nucléaire, un point important est la capacité à allonger la durée des cycles de 12 mois à 18 mois.

En ce qui concerne l’augmentation de puissance, deux cas sont à distinguer :  celui des 900 MW et celui des 1300 MW. Pour les 900 MW, c’est relativement simple car il suffit de travailler sur la turbine. Le gain final ne sera pas colossal,  on attend 5TWh.

Pour les 1300 MW, c’est beaucoup plus complexe, il faut travailler sur le circuit primaire; cela nécessitera environ  sept ans d’études d'ingénierie et on peut découvrir en chemin que cette augmentation de puissance  n'est pas souhaitable car elle pourrait se payer en  moindre capacité à moduler, et/ou en rejets plus importants

Capacité à aller au-delà de 60 ans : aux USA 6 réacteurs de la même nature que les nôtres ont obtenu une licence pour aller à 80 ans et d'autres dossiers sont en cours d'instruction. L’enjeu est important si nous estimons à la fin que notre parc ne peut pas aller au-delà de 60 ans, nous serons en 2050 à 17GW de nucléaire ;  on change alors de monde…

Evolution du facteur de charge : record de production en 2016 et depuis il y eu le grand carénage et tous les travaux post fukushima 5 à 7 visites décennales par an, c'est un grand chantier énorme qui a impacté les facteurs de charge.  La VD4 c'est cinq fois plus de travail  que la vD3, et prêt d'un an d'arrêt. Nous sommes les seuls au monde à mener ce type de chantier puisque nous exigeons d’amener la sécurité des réacteurs après visite pratiquement au niveau de celle des réacteurs les plus récents  Nous sommes les seuls au monde  à avoir fait le choix de se rapprocher le plus possible du niveau de sureté des EPR 2,

Fessenheim : On a perdu 10 TWH avec la fermeture de Fessenheim

Les arrêts de tranche : un plan d’amélioration  STAR 2025 est en cours  et fonctionne déjà bien :  le taux de réussite sur la durée des mises à l’arrêt dans les délais prévus est passé de 2% à 64%; il passe par la réinternalisation  d'un certain nombre de fonctions, nous avons trop poussé le curseur. Ce plan fait partie de la trajectoire des 400TWH dans les année 2030 :  Flamanville 10 TWh, auugmentation de puissance 20 TWH; Star 2025 20TWh)

Effet de la modulation sur le facteur de charge et l’usure des réacteurs: aujourd'hui, la réponse est qu’il n’ y a  aucun effet car les modulations qu'on nous demande, qui sont très modestes, n'ont pas de conséquences sur l'outil industriel. Ce n’est pas un hasard, nous avons les seuls réacteurs au monde à offrir ce service de modulation. Nos réacteurs peuvent accepter deux baisses par jour, avec une amplitude de 80%, atteignable en une trentaine de minutes.

Mais le volume de modulation qu'on nous demande est de plus en plus impressionnant. Le week-end dernier (31 mars, Pâques), on nous a demandé de passer de 43GW disponible à 24 ,. et nous sommes en mars. Aujourd'hui, on nous a demandé de moduler 10GW dans le journée.. Le point que nous redoutons c'est l'arrêt du réacteur. Là il faudra regarder techniquement de très prêt…Une centrale nucléaire ne sera jamais un outil de gestion de pointe.

Autrefois, la saison de modulation, c'était le printemps qui nous permettait de préparer les arrêts de l’été ; aujourd'hui il n'y a plus de saison. 

Passage de la pointe  : RTE, dans son dernier bilan, à l'automne dernier, a dit très clairement que nous allons manquer de 3 à 5 GW de pointe dès les années 30. Ce sujet-là doit être pris en main rapidement; 

Question du rapporteur : Aux USA en Finlande,, on est à 30 dollar le Mwh nucléaire,  en France, on ne sait pas trop, mais c’est bien au-dessus : réponse :  lié à toutes les contraintes sur le plan sécuritaire...

Analyse de Patrimoine Nucléaire et Climat France sur le Schéma décennal de développement du réseau

 Résumé

1) Adaptation des réseaux aux ENR : 240 milliards d’euros dont une grande partie pourrait être évitée si on sortait de l’aveuglement idéologique sur les ENR

2) D’ici 2035 un investissement dans les centrales à gaz sera inévitable et bien moins coûteux. L’ option ENR , très coûteuse en équipements et en réseaux, n’apporte pas la garantie de sécurité d’approvisionnement attendue. La capacité pilotable française est aujourd’hui clairement insuffisante et nous oblige à des importations coûteuses lors d’épisodes EnRi européens faibles, Ceci n’est compensé aujourd’hui que par un accroissement considérable des EnRi sans garantie de fourniture. PNC France estime qu’il faudrait engager immédiatement environ 3 GWe de nouvelles capacité gaz lesquelles ne serviraient qu’en ponte et demi-base, donc avec peu de d’émissions CO2.

3) 2050 : plus de nucléaire, c’est possible et cela diminuerait considérablement les coûts de réseau. PNC-France estime que la quasi-totalité du parc devrait pouvoir être exploitée au moins 60 ans et qu’il est indispensable de prévoir un nucléaire majoritaire en 2050 ce qui implique :

- D’engager dès 2024 les 8 EPR2 envisagés par le gouvernement

- De prévoir, à compter de 2035/2040, deux nouveaux réacteurs par an,

4) Beaucoup de flexibilités non chiffrées : financement des effacements de consommation chez les industriels, financement des effacements de production des renouvelables, système de charge/décharge des batteries des voitures électriques

5) Le choix rationnel optimal, c’est un système électrique minimisant le recours aux énergies variables intermittentes. La question de fond est donc bien celle de la dispersion des capacités de production et du niveau des productions intermittentes, ce qui devrait conduire à la recherche d’un équilibre optimal.

6) PNC sur l’éolien en mer : le programme envisagé est peu raisonnable, sans retour d’expérience réel sur la productivité et les cinétiques d’évolution, les questions de maintenance, et les investissements en fonction de la caractéristique des fonds marin ( éolien flottant)

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1) 240 milliards d’euros dont une grande partie pourrait être évitée si on sortait de l’aveuglement idéologique sur les ENR

« RTE propose ainsi un investissement de 100 milliards d’euros d’ici 2040 (avec un triplement de l’investissement annuel de 2019 à 2027 et en moyenne un quintuplement ensuite)…ENEDIS devrait en conséquence investir une somme équivalente (94 milliards €) pour gérer l’extrême éparpillement des sources de production et les redistributions géographiques. La France devra de plus apporter sa contribution au financement par l’Europe des réseaux transfrontaliers, évalués à 500 milliards d’ici 2050. Nous sommes donc face à un mur d’investissements de près de 240 milliards d’€ pour le seul transport/distribution, hors moyens de production et de flexibilités, pour une consommation française en 2050 qui ne serait supérieure que de 16% à l’actuelle dans les documents officiels. »

2) PNC pense que d’ici 2035 un investissement dans les centrales à gaz sera inévitable et bien moins coûteux

« A l’horizon 2035, la consultation écarte l’hypothèse d’un recours à des centrales pilotables de pointe supplémentaires (à gaz type TAC et éventuellement en partie CCG), ce qui conduit à des capacités intermittentes considérables pour répondre à la consommation supplémentaire de 180 TWh visée pour 2035. Cette option, très coûteuse en équipements et en réseaux n’apporte cependant pas la garantie attendue. La faisabilité technique et les conséquences économiques de la gestion de l’intermittence des énergies éolienne et photovoltaïque posent un problème central, sans pour autant apporter la garantie nécessaire de production (éolien terrestre + 36 TWh, éolien marin + 60 TWh et solaire + 32 TWh par rapport à 2023 selon notre calcul) »

Cf aussi la tribune libre de PNC « Pour éviter ruine ou black-out, nous allons hélas devoir construire des centrales à gaz» https://www.lefigaro.fr/vox/societe/pour-eviter-ruine-ou-black-out-nous-allons-helas-devoir-construire-des-centrales-a-gaz-20230927

 

“La capacité pilotable française est aujourd’hui clairement insuffisante et nous oblige à des importations coûteuses lors d’épisodes EnRi européens faibles, comme le montre le tableau ci-dessous. Ceci n’est compensé aujourd’hui que par un accroissement considérable des EnRi sans garantie de fourniture.

Par ailleurs seule une électrification rapide des secteurs des bâtiments et des transports sera efficace du point de vue climatique. Il est donc nécessaire, plutôt que de poursuivre un programme démesuré d’EnRi, de construire dans la décennie des centrales à gaz de pointe, des TAC (et selon les optimisations de CCG en semi-base), préférentiellement dans des régions soufrant d’un déficit de production, afin d’accélérer l’électrification. Fonctionnant de manière épisodique elles émettront peu de CO2, bénéficieront des réseaux et stockages actuels, et assureront une meilleure souveraineté.”

 

“Combien en faudra-t-il ? PNC France estime qu’il faudrait engager immédiatement environ 3 GWe de nouvelles capacité gaz (ce que RTE suggère à demi-mot dans son bilan prévisionnel), sachant que la pesanteur administrative et les multiples concertations rendent probable un délai de mise en service de 6 à 7 ans.”

3) 2050 : plus de nucléaire, c’est possible et cela diminuerait considérablement les coûts de réseau

« A l’horizon 2050/2060, la consultation s’interdit d’envisager un programme nucléaire beaucoup plus dynamique, avec une structure du réseau plus proche de l’actuelle et des productions majoritairement pilotables et centralisées. Cette stratégie réduirait très sensiblement les adaptations des deux réseaux RTE et ENEDIS et limiterait la complexité de la gestion de l’équilibre du réseau. »

 

« PNC-France estime que la quasi-totalité du parc devrait pouvoir être exploitée au moins 60 ans et qu’il est indispensable de prévoir un nucléaire majoritaire en 2050 ce qui implique :

 

- D’engager dès 2024 les 8 EPR2 envisagés par le gouvernement et de définir leurs sites (PPE). Cela donnera en outre un signal de long terme à toute la filière industrielle nucléaire et à l’attractivité des emplois du secteur, emploi qui, il faut le rappeler sera largement national.

 

- De prévoir, à compter de 2035/2040, deux nouveaux réacteurs par an, éventuellement sur des sites nouveaux, avec une répartition géographique (et de source froide) optimale et afin de constituer un réseau HT robuste couvrant tout le territoire, y/compris les régions aujourd’hui fragiles (SFEC). »

4) Beaucoup de flexibilités non chiffrées

« Le financement des effacements de consommation, en particulier chez les industriels mais aussi en faveur des gestionnaires de flexibilités chez les particuliers. Non chiffré.

- Le financement des effacements de production qui devrait couvrir, contrairement à la situation actuelle, les pertes de production des capacités pilotables dont la rentabilité sera menacée. Non chiffré.

- Les investissements et frais d’exploitation de la partie de la technologie hydrogène affectée à une production éventuelle d’électricité. La technologie de l’ensemble électrolyseurs/piles à combustible est peu efficace et, sauf révolution technologique, la souplesse d’adaptation à l’intermittence dans des conditions économiques acceptables reste à démontrer. Le coût des réseaux de distribution et des stockages d’hydrogène est également non chiffré.

- Le système de charge/décharge des batteries des voitures électriques et la compensation de l’accélération de leur obsolescence. Non chiffré

5) Le choix rationnel optimal, c’est un système électrique minimisant le recours aux energies variables intermittentes

« A ce panorama, déjà inquiétant, il faut ajouter qu’à partir de 2030 devrait intervenir la question du financement du renouvellement d’un parc intermittent dont la durée d’exploitation ne devrait pas dépasser 20 à 25 ans. Un parc de la dimension retenue par RTE pour 2035 représente un investissement d’environ 120 à 130 milliards hors back-up et flexibilités pour une production limitée à 220 TWh par an.

La question de fond est donc bien celle de la dispersion des capacités de production et du niveau des productions intermittentes, ce qui devrait conduire à la recherche d’un équilibre optimal capacités pilotables/capacités intermittente en amont de la consultation en cours. D’ici 2035, il faut donc optimiser l’équilibre entre capacités supplémentaires d’EnRi et thermiques à gaz en semi-base et pointe (RTE indique qu’en 2023 les trois-quarts de la production des EnRi sont déjà exportés). L’essentiel est de décarboner le pays, et non l’électricité qui l’est déjà largement, mais aussi de protéger notre pays des surproductions intermittentes de nos voisins, qui s’annoncent considérables.

A l’horizon 2050/2060 les questions essentielles sont :

- La possibilité de porter à au moins 60 ans et si possible 70/80 ans la durée d’exploitation du parc nucléaire. L’ASN devrait donner en 2026 un premier avis pour une durée 60 ans, accompagnée de ses prescriptions en termes de sûreté.

- La possibilité d’accélérer la construction de centrales nucléaires dont la durée d’exploitation pourrait dépasser 80 ans afin de conserver un socle pilotable très robuste, à un niveau proche de l’actuel.

6) PNC sur l’éolien en mer : le programme envisagé est peu raisonnable

« PNC-France estime que le programme envisagé est peu raisonnable, sans retour d’expérience réel sur la productivité et les cinétiques d’évolution, les questions de maintenance, et les investissements en fonction de la caractéristique des fonds marin (en particulier pour l’éolien flottant). Par ailleurs les conflits d’intérêts sont nombreux et les consultations en cours, globalisées, ne feront que les développer. Il est utile de rappeler qu’une puissance deux fois inférieure de nucléaire présente l’avantage de la pilotabilité, d’une moindre dispersion, d’un coût de réseaux très inférieur (non inclus dans l’investissement des opérateurs) et qu’il permet une gestion saisonnière de la production. » 

Les océanologues suédois avertissent : « Les parcs éoliens offshore ont un impact à grande échelle sur la mer »

 Lorsque PIEBÎEM a évoqué le problème des impacts sur la mer et le climat local des grands parcs éolien (l’équivalent d’une petite chaine de montagne, selon Norcowe-Norwegian Centre for Offshore Wind Energy), certains maîtres d’ouvrages nous ont reproché des études anciennes – qui n’ont pourtant pas été démenties.

Le SHMI (Swedish Meteorological and Hydrological Institute), organisme de référence pour l’océanographie en Suède mène cependant une étude qui confirme, et au-delà, les éléments que nous avions apporté, en attendant mieux – elle s’achèvera en 2024.

Extraits : « Les courants océaniques, la salinité et la température – à la surface de la mer et au fond de la mer – sont quelques-uns des paramètres affectés par l’énergie éolienne offshore. De plus, la mer est affectée bien au-delà du parc éolien lui-même. C’est ce que montrent les premiers résultats d’une étude que les chercheurs océanographiques du SMHI mènent actuellement pour le compte de l’Autorité norvégienne de la mer et de l’eau. Les résultats finaux seront présentés au printemps 2024 et serviront de base aux plans maritimes suédois. »

« Le vent en aval des parcs éoliens diminue et cela affecte les courants et la stratification de la couche superficielle de la mer. Cela affecte à son tour les nutriments et les proliférations d’algues dans la couche superficielle, ce qui a ensuite des conséquences sur l’ensemble de l’écosystème marin et les concentrations d’oxygène dans les eaux profondes. »

Ces effets sont à grande échelle : « L’impact affecte une vaste zone, à la fois en surface et en profondeur.»

« Selon les conditions météorologiques, les vents sont réduits de 5 à 15 % jusqu’à 30 kilomètres derrière un parc éolien. L’eau de surface s’accumule alors du côté de la zone avec des vents réduits, ce qui affecte les courants dans une zone importante. »

« Les parcs éoliens offshore « ralentissent les courants océaniques et créent des turbulences qui mélangent différentes strates d’eau. Si l’afflux d’eau salée et riche en oxygène dans la mer Baltique est modifiée, par exemple à la suite de l’implantation de parcs éoliens dans les estuaires de la Baltique, cela aura des conséquences sur l’ensemble de l’environnement de la mer Baltique. La modification des apports d’eau ou l’augmentation du mélange de l’eau pourront affecter la résistance et la profondeur de la strate salée permanente de la mer Baltique centrale, où le manque d’oxygène et le transport vertical des nutriments sont des facteurs critiques pour la vie marine. »

« Même les fondations de l'éolien affectent la mer car ils ralentissent les courants océaniques et créent des turbulences qui mélangent différentes strates d'eau.»

« Il reste à voir quelle sera l’ampleur de l’effet total d’une expansion à grande échelle de l’énergie éolienne, ainsi que son impact significatif possible sur, par exemple, le manque d’oxygène, la prolifération d’algues et les écosystèmes de la mer Baltique. Avant qu’une telle expansion de l’énergie éolienne n’ait lieu dans la mer Baltique, les effets de l’énergie éolienne doivent être étudiés, non seulement dans les eaux suédoises, mais aussi  pour l’ensemble de la région »

En résumé, les océanographes suédois appellent à un moratoire avant toute implantation supplémentaire d’éoliennes, l’effet des parcs cumulés sur la courantologie, la stratification des colonnes d’eau et la vie marine étant insuffisamment caractérisé.

Référence : https://www-smhi-se.translate.goog/forskning/forskningsnyheter/smhis-oceanografiska-forskare-vindkraftsparker-till-havs-har-en-storskalig-paverkan-pa-havet-1.202627?_x_tr_sl=auto&_x_tr_tl=en&_x_tr_hl=en&_x_tr_pto=wapp

Eric Sartori 

L’éolien en mer, c’est du gazolien et c’est pas bon pour le climat !

 PIEBÎEM a insisté à plusieurs reprises sur l’inutilité, voire la nuisibilité climatique du développement de l’éolien en mer en raison de la nécessité d’un back-up fossile, en général gazier, pour compenser l’intermittence et la variabilité de cette source d’électricité. Nous souhaitons développer ce point qui est passé sous silence, voire contesté par les partisans de l’éolien. La conclusion, basée sur des exemples étrangers et l’analyse de la situation française :  plus nous développons d’éolien, plus nous aurons besoin de centrales à gaz pour assurer la sécurité d’alimentation que nous mettrons en péril. Le développement massif de l’éolien n’est pas bon pour le climat, il est l’assurance…que nous ne pourrons jamais nous passer de gaz, et de gaz dit naturel, le biogaz étant limité par les ressources agricoles et la compétition avec les ressources alimentaires.

1.    L’avertissement de Jean-Marc Jancovici

« En 2009, j’étais présent à la COP 15 à Copenhague. Le dimanche, il n’y avait pas de réunion de négociations, j’en ai profité pour assister par curiosité à un colloque organisé par les gaziers… Tous les dirigeants défilaient à la tribune pour dire l’éolien c’est génial…parce qu’il y a besoin de gaz pour compenser son intermittence » (Le Monde sans fin).

Dans les estimations d’ordre de grandeur, Jancovici parlait d’un GW de back-up gazier pour un GW d’éolien installé. Si nous reconnaissons que cette estimation est quelque peu approximative, on peut toutefois pour un ordre de grandeur, se baser sur les facteurs de charges. Si l’on prend un facteur de charge de 40% éolien à compléter par du gaz, le taux d’émission de CO2 est d’environ 300g CO₂/KWh donc bien davantage que le mix électrique français (le nucléaire étant à 5 CO2/KWh environ).

1.    L’actualité gazolienne - les exemples étrangers, Royaume-Uni et Allemagne

Pour mieux comprendre ce qui nous attend, les exemples étrangers qui nous ont précédé dans le développement important de l’éolien en général et de l’éolien en mer en particulier sont riches d’information.

2. a - Royaume-Uni, mars 2023 : Le Royaume-Uni annonce la construction de nouvelles centrales à gaz

Le gouvernement de Rishi Sunak a annoncé en mars 2023 vouloir construire de nouvelles centrales à gaz pour s'assurer de ne pas manquer d'électricité à l'avenir. Londres s'engage « à soutenir la construction de nouvelles centrales électriques à gaz afin de maintenir une source d'énergie sûre et fiable pour les jours où les conditions météorologiques ne permettent pas d'alimenter » les éoliennes ou les centrales solaires, fait valoir le gouvernement dans un communiqué. Le gouvernement ne doit pas jouer avec la sécurité énergétique a fait valoir le premier ministre ! [1]

2. b - Allemagne, mars 2023 :  la Cour des Comptes Allemandes inquiète pour la sécurité d’alimentation et demande davantage de centrales à gaz

Si un exemple étranger s’avère particulièrement instructif sur la voix à ne pas suivre, celle de l’investissement massif dans les ENR, c’est bien celui de l’Allemagne.  En 2023, l’Allemagne a émis 360g de CO2 par kWh produit, la France 32g soit 11 fois moins (pour une moyenne de l’Union européenne à 260g environ). Et pourtant, l’Allemagne, après avoir investi plus de 1000 milliards d’euros, dispose fin 2023 d’une capacité totale d’ENRi 3,6 fois plus grande que la France….

La Cour fédérale des comptes Allemande dans son rapport de mars 2024[2] sur la transition énergétique rappelle cette vérité physique banale selon laquelle « l’approvisionnement en énergies renouvelables variables nécessite un effort particulier, car, contrairement aux centrales conventionnelles, elles sont soumises à des variations journalières et saisonnières ainsi qu’aux conditions météorologiques. Elles ne fournissent pas de puissance garantie (photovoltaïque) ou seulement dans une faible mesure (éolien) »

Par ailleurs, elle s’inquiète sur le fait que les dix centrales électriques au gaz prévues ne suffiront pas à garantir la sécurité d’approvisionnement. La Cour des Comptes se montre aussi extrêmement sévère envers le régulateur (l’équivalent de RTE). Elle estime que :

« Les hypothèses utilisées pour évaluer la sécurité d’approvisionnement sont irréalistes car le régulateur se base sur un « best case » improbable. Les auditeurs reprochent au Ministère Fédéral de l’Économie et au régulateur (l’Agence Fédérale des Réseaux) de faire preuve d’une irresponsabilité sans précédent…le ministère accepterait que les risques pour la sécurité d’approvisionnement ne soient pas détectés à temps ».

Enfin, la Cour des Comptes critique le fait que :

« Le ministère ne tienne pas compte d’autres coûts considérables liés à la transition énergétique. Il s’agit par exemple des coûts de distribution de l’électricité (y compris le développement des réseaux et les services système) et la construction de moyens pilotables supplémentaires. Il en résulte, en dehors du public spécialisé, une image erronée des coûts réels de la transformation énergétique. »

Ces critiques, la Cour des Comptes françaises pourra bientôt les reprendre… à son compte si nous continuons dans la même voix de promotion des renouvelables (et particulièrement des 45 GW d’éolien en mer).

1.    La France aussi aura besoin de gaz si elle persiste à développer les ENR

3. a - Le pavé dans la mare de France Stratégie

France Stratégie dans son rapport de janvier 2021[1] sur la sécurité d’alimentation à l’horizon 2030 a jeté un beau pavé dans la mare. L’agence constate que la fermeture programmée en Europe de capacités pilotables doit être mieux prise en compte pour garantir la sécurité d’approvisionnement avant 2030. Ce seront plus de 110 GW de puissance pilotable qui seront retirés du réseau européen : 23 GW de nucléaire (13 GW en France, 10 GW en Allemagne), 70 GW de charbon/lignite (40 GW en Allemagne). Allemagne et France représentent les 2/3 de ces déclassements, le reste Belgique, Italie Espagne...

« 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.

La France, l’Allemagne et la Belgique présentent les plus forts déficits de puissance pilotable. Pour l’ensemble des 7 pays européens étudiés,  si aucun moyen pilotable autre que ceux déjà prévus n’est ajouté au réseau pendant cette période et si 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... En France, sous les mêmes conditions, ces marges deviennent négatives à environ -5 GW et -9 GW. « 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 temps 100 % de leur capacité d’interconnexion ».

3.b - PNC : la France aura besoin de gaz pour gérer l’intermittence des ENR

PNC (Patrimoine Nucléaire et Climat) a de son côté alerté l’opinion publique par une tribune dans la presse[2] et par une étude poussée des conséquences du développement massif des ENR et de leur intermittence.

Coécrite par Bernard Accoyer, Jean-Pierre Chevènement et François Goulard, la tribune libre de PNC est particulièrement claire : « Pour éviter ruine ou black-out, nous allons hélas devoir construire des centrales à gaz » :

« Pour avoir délibérément sous-estimé l'évolution de sa consommation et avoir décidé en dix ans la fermeture de plus de 10 GWe de capacité de production électrique, la France se trouve aujourd'hui face à un « mur énergétique », selon l'expression de la ministre en charge de la transition énergétique, qu'il s'agisse du court, moyen ou long terme. La situation est grave, car nous manquons de moyens de production pilotables, et les conséquences industrielles, économiques, sociales et politiques, déjà lourdes, ne peuvent que s'aggraver…

Réseau de Transport d'Électricité (RTE) en première ligne, mais aussi la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE) comme la Direction Générale de l'Énergie et du Climat (DGEC) restent obstinément dans le déni face aux besoins en électricité pilotable, encore plus considérables avec un objectif Net zéro. Feignant d'ignorer le besoin crucial à court terme de capacités de production pilotables, les autorités engagent notre pays dans une course effrénée au développement d'une seule production d'électricité non pilotable, éolienne et solaire, qui participe peu à l'équilibre et à la stabilité du réseau et qui a une faible probabilité d'être disponible aux heures de pointe de consommation….

La relance de la filière nucléaire, essentielle et réclamée dans le rapport d'Escatha-Billon d'il y a 5 ans, ne pourra raisonnablement pas répondre à ces besoins avant 2035-2040. D'ici cette échéance, l'exécutif sera contraint de reconstituer des moyens de production de pointe, pilotables, pour faire face à l'augmentation continue de la consommation électrique induite par l'électrification des usages ».

Par ailleurs, PNC explique que cette décision n’est pas catastrophique parce que ces centrales de pointe, dont le coût d'investissement est modéré, ne seront appelées qu'en cas de nécessité lors des pointes de consommation et pour compenser l'indisponibilité de l'éolien et du solaire. Leurs émissions de gaz à effet de serre seraient donc modestes et largement compensées par les économies globales d'émissions obtenues grâce à l'électrification de notre économie et de notre patrimoine industriel.

3. c - L’impossible défi de l’intermittence : « l’impact quotidien sur le fonctionnement des capacités pilotables ne sera pas gérable »

PNC dans une étude extrêmement fouillée[1], dénonce la légèreté de la présentation faite de la gestion de l’intermittence par RTE : une simple extrapolation à 2035 des productions actuelles aux capacités indiquées (122 GWe intermittents) montre la difficulté de la tâche, sauf à modifier très profondément les  conditions d’acceptation de ces productions sur les réseaux (des écrêtements massifs  seront indispensables, ce qui changera la rentabilité de ces sources et les règles de  marché).

Il est aisé, sur la base des données RTE téléchargeables sur le site Eco2mix, d’extrapoler les productions intermittentes en 2035. Ainsi :

En conditions hivernales, la fluctuation de puissance sur une journée pourra atteindre une cinquantaine de GWe et on pourra avoir sur des périodes de 2 à 3 semaines des taux de charge extrêmement faibles, oscillant entre 3 et 10 % seulement de la capacité installée. L’importance des déficits de puissance dépasse de loin les projections, optimistes, d’efficacité et de flexibilité de RTE !

-          En conditions estivales, les fluctuations de puissance des intermittentes varieront de 2 à 57 GWe avec des écarts matin et soir de 40 à 50 GWe, leur apport étant souvent proche de la puissance appelée en milieu de journée, mais très faible la nuit (de 2 à  10 GWe malgré 118 GWe installés). L’écart entre la consommation et la production évoluera chaque nuit entre 35 et 54 GWe.

L’impact quotidien sur le fonctionnement des capacités pilotables ne sera pas gérable, bien au-delà de ce qu’on pourra attendre de leur suivi de charge et des flexibilités ou effacements.

Par exemple, en été, l’analyse des variations de puissance horaire des capacités intermittentes montre qu’elles atteindront 10 à 14 GWe en une heure, deux fois par  jour à la hausse puis à la baisse, alors que la consommation est faible.

Conclusion de PNC :

 

« C’est toute l’organisation de l’accès au marché de l’électricité des moyens intermittents (qui devraient supporter les inconvénients de leur variabilité) et des moyens pilotables  (dont l’économie doit être impérativement préservée) qui devra être profondément  repensée, et ceci dès les prochaines années. » 

 

 

3. d - Intermittence et modulation du nucléaire : le nucléaire ne pourra pas assumer, ce sera du gaz !

Contrairement à un argument martelé par le lobby ENR, les ENR et le nucléaire ne font pas la paire, au-delà d'un certain pourcentage d'ENR, ils sont même tout simplement économiquement et techniquement incompatibles.

Et ce sera encore bien plus le cas avec 45 GW d'éolien en mer !

Dans la situation actuelle, les ENR sont inutiles au système électrique français : elles ne fournissent aucune puissance garantie pour le passage des pointes électriques et leurs excédents de production ne peuvent se substituer aux centrales thermiques dont la part dans la production électrique totale de 7% est techniquement quasi incompressible. Très flexibles et très réactives, les centrales thermiques servent toute l’année pour ajuster finement, à tout moment, la production à la consommation et, pour le reste, à fournir les derniers MWh lors des pointes hivernales. Au final, l’excès des ENR se substitue largement à la production nucléaire sans aucun bénéfice climatique ou économique, bien au contraire.

D’ailleurs, « du fait de l’interconnexion des réseaux européens, les énergies renouvelables produites en France viennent donc remplacer le plus souvent la production des centrales au charbon situées dans d’autres pays comme la Pologne ou l’Allemagne ».[1] Les éoliennes et leurs inconvénients sont en France, les bénéfices, lorsqu’ils existent, sont en Allemagne, laquelle mène une politique énergétique complètement irresponsable (arrêt du nucléaire, maintien du charbon, forte augmentation du gaz et des dépendances associées). Et encore cet “avantage” européen est-il destine à disparaître avec la poursuite du développement massif de l’éolien offshore en Europe du nord, où il est plus productif et plus éloigné des côtes.

Dans le futur, le développement massif des ENR, en particulier l’éolien offshore avec sa variabilité particulièrement importante, aura pour effet de rendre impossible et extrêmement ruineuse la modulation nucléaire. Le nucléaire est fait pour fournir une base, pas pour moduler comme un fou !

RTE, dans un groupe de travail sur les analyses de sécurité d'approvisionnement-(28 juin 2023) affirmait avec quelque cynisme : « EDF modulait ses réacteurs pour gérer son carburant, il modulera pour le suivi de charge des ENR ».

Sauf que les conséquences ne sont pas les mêmes, justes opposées. EDF modulant sa production nucléaire pour optimiser son carburant nucléaire, cela lui permettait notamment de mieux programmer les arrêts de tranche et d’assurer la sécurité d’alimentation en tenant compte aussi des contraintes et opportunités économiques ; EDF faisant du suivi de charge des ENR, c’est en fait les ENR qui imposent à EDF des externalités négatives alors que lesdites ENR ( plus exactement énergies variables intermittentes) sont incapables d’assurer une production de base relativement pilotable comme le nucléaire.

Ces aspects de modulation contrainte par les ENR ont été traitées extensivement par M. Jean-Jacques Nieuviaert, ancien Chef économiste de Union Française de l'Electricité[2] :

“Le développement accéléré et simultané des EnR non pilotables et du nucléaire va forcément entrainer un accroissement de la modulation, et dans certains cas (été, week-end) cela pourrait même conduire à exiger l’arrêt complet du parc nucléaire…

Cet accroissement risque de rendre inatteignable un objectif d’extension de la durée de vie des réacteurs à 80 ans du fait d’une usure prématurée, et il comporte donc le risque d’exposer le pays, non plus à un besoin de sobriété, mais carrément à une pénurie d’électricité…

Une modulation amplifiée est synonyme de hausse des coûts et de pertes massives de revenus pour EDF, ce qui est contradictoire avec les efforts attendus du groupe en termes de développement du nucléaire.”

L’article met aussi en avant une augmentation des « fortuits » de 25% en moyenne et des dégâts possibles sur la structure des cœurs (érosion, déséquilibre bore-lithium, fuite), le vieillissement du circuit primaire, notamment si le standard de deux mouvements par jour était dépassé...

La conclusion est que l’augmentation massive des ENR, avec notamment les 45GW d’éolien en mer, nécessitera, pour assurer la sécurité d’alimentation, un suivi de charge avec de telles variations que seules les centrales à gaz de dernière génération pourront l’accomplir. Ce back-up gaz important dégradera considérablement l’intérêt climatique et le bilan carbone de l’éolien (qui tournera autour de 300g CO2/KWh), dégradera aussi les aspects économiques et d’indépendance géostratégique du système électrique français. L’éolien, c’est du gazolien, et développer massivement l’éolien en mer est en fait l’assurance survie à long terme du gaz, ce pourquoi, comme le remarquait Jean-Marc Jancovici, il est si populaire chez les industriels du secteur. 

De manière générale, ces choix énergétiques qu’il nous faut faire engageront plusieurs centaines de milliards d’euros (plus d’un millier de milliards !)  et auront un impact majeur sur notre souveraineté électrique et aussi sur notre pouvoir d’achat futur et sur la viabilité de notre industrie. Ils nous concernent tous. Il est capital qu’ils soient faits non par idéologie ou par mimétisme, mais à l’examen de données factuelles et, en particulier, en tenant compte des enseignements que peuvent apporter la politique énergétique d’autres pays.  C’est ce que les Français doivent exiger de ces débats- et ce n’est pas ce qui se passe !

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[1] RTE, bilan électrique 2019, p. 57

[2] La modulation nucléaire : un risque majeur, 09.02.2023, https://www.lemondedelenergie.com/[1] PNC France : un bilan prévisionnel 2035 de RTE préoccupant malgré la reconnaissance du rôle du nucléaire, 30 / 09 / 2023

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[1] https://www.strategie.gouv.fr/sites/strategie.gouv.fr/files/atoms/files/fs-2021-na-99-approvisionnement-electricite-janvier.pdf

[2] https://www.lefigaro.fr/vox/societe/pour-eviter-ruine-ou-black-out-nous-allons-helas-devoir-construire-des-centrales-a-gaz-20230927

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[1] https://www.lefigaro.fr/flash-eco/le-royaume-uni-annonce-la-construction-de-nouvelles-centrales-au-gaz-20240312

[2] https://allemagne-energies.com/tag/rapport-de-la-cour-des-comptes/

Premier Parc éolien offshore norvégien : intoxication et vérité éolienne dans la presse française !

 L’intoxication, c’est dans les Echos, la vérité c’est dans les agences financières étrangères

Pour les Echos : tout va bien !  : La Norvége confirme son parc éolien en mer… La Norvège a rassuré lundi sur le bon déroulement de son appel d’offres pour un premier parc éolien en mer de 1,5 GW maximum. Les enchères sont en cours,, a déclaré le ministère de l’énergie alors que les faibles prix actuels de l’électricité faisaient craindre un désintérêt des opérateurs éoliens »

Donc tout va bien !

Lien article https://investir.lesechos.fr/actu-des-valeurs/la-vie-des-actions/la-norvege-lance-un-appel-doffres-pour-son-parc-eolien-offshore-commercial-2083343

L’avis de Reuters est un peu différent !

Reuters : Soerlige Nordjoe II se trouve à proximité de la frontière norvégienne avec le Danemark en mer du Nord et à environ 200 km des côtes norvégiennes. L’offre proposée inclut une aide de l’Etat plafonnée à un total de 23 milliards de couronnes norvégiennes (2 milliards d’euros)

Cin1q groupes se sont préqualifiés en février, mais la société allemande EnBW a depuis confirmé qu’elle n’y participerait pas, citant l’obligation pour le promoteur de construire et posséder le connecteur de courant continu à haute tension et la limitation de l’aide de l’Etat.

Les quatre autres candidats sont les norvégiens Equinor et Aker Offshore Wind en partenariat avec Statkraft, l’allemand RWE et le britannique BP-Alors que Shell et d’autres ont soulevé des questions sur la rentabilité du projet, les quatre autres candidats interrogés par Reuters ont refusé de dire s’ils feraient  une offre.

 Le secteur de l’éolien en mer est confronté à des augmentations de coûts liées à la hausse des taux d’intérêts et à des goulets d’étranglements dans la chaine d’approvisionnement
. De grands ,noms comme Orsted, Vatenfall, Total Energies et Iberdrola ont renoncé à participer à la vente aux enchères - ! »

Avis : l’information sur l‘éolien en mer est sérieusement biaisée par certains média français - !

https://www.tradingsat.com/actualites/marches-financiers/marche-la-norvege-lance-un-appel-d-offres-pour-son-parc-eolien-offshore-commercial-1110183.html

Le rapport accablant de la Cour Fédérale des Comptes 2024 sur la transition énergétique allemande ou un exemple à ne pas suivre

 Résume : La Cour des Comptes allemande  très sévère contre l'Energiewende : sérieux risques pour la sécurité d’approvisionnement et besoin de davantage de centrales à gaz,  gigantesque retard dans le déploiement du réseau et explosion des coûts,  prix de l’électricité non soutenable et une image erronée des coûts réels de la transformation énergétique¸ sérieux risques pour les objectifs climatiques

1) Sécurité d’approvisionnement en électricité en danger  : il faut du gaz !

L’approvisionnement en énergies renouvelables variables nécessite un effort particulier, car, contrairement aux centrales conventionnelles, elles sont soumises à des variations journalières et saisonnières ainsi qu’aux conditions météorologiques. Elles ne fournissent pas de puissance garantie (photovoltaïque) ou seulement dans une faible mesure (éolien), cf. figure 2.

La puissance installée des énergies renouvelables n’a cessé d’augmenter, tandis que la puissance des centrales conventionnelles pilotables a diminué. Toutefois, un approvisionnement sûr en électricité avec un système électrique reposant en majorité sur des énergies renouvelables variables exige en parallèle des moyens de production fournissant une puissance garantie et pilotable.

La Cour des Comptes a constaté que le calendrier de construction de moyens pilotables en backup ne pourra probablement pas être respecté. De plus, la Cour fédérale des comptes Allemande alerte sur le fait que les dix centrales électriques au gaz prévues ne suffiront pas à garantir la sécurité d’approvisionnement.

La Cour des Comptes se montre extrêmement sévère envers le régulateur (l’équivalent de RTE). Elle estime que « les hypothèses utilisées pour évaluer la sécurité d’approvisionnement sont irréalistes car le régulateur se base sur un « best case » improbable. Les auditeurs reprochent au Ministère Fédéral de l’Économie et au régulateur (l’Agence Fédérale des Réseaux) de faire preuve d’une irresponsabilité sans précédent. Selon la Cour des Comptes, le ministère accepterait que les risques pour la sécurité d’approvisionnement ne soient pas détectés à temps ».

2) Les objectifs éolien terrestres  non atteints…de moitié

Il a toutefois été constaté que la trajectoire de développement de l´éolien terrestre, en particulier, n’est pas conforme à la Loi sur les énergies renouvelables. La Loi a stipulé pour 2023 la mise en adjudication d’un volume de 12.840 MW mais seule environ la moitié de ce volume a été attribuée.

En outre, l’objectif intermédiaire de 2023 pour la production d’électricité à partir des énergies renouvelables n’a pas été atteint, soit 272 TWh bruts au lieu de l’objectif de 287 TWh visés par la Loi .

3) Développement du réseau de transport : retard catastrophique et explosion des coûts

Sept ans et 7000 km de retard. Le besoin en réseau de transport (nouvelles lignes, renforcement des lignes existantes) nécessité en particulier par le développement des ENR a été évalué à environ 14.000 km à l´horizon de 2035. À la fin du troisième trimestre 2023, 2.695 km de lignes, soit seulement 19,3%, avaient été réalisés.

Selon la Cour des Comptes, le développement du réseau de transport accuse donc un retard considérable par rapport à la planification, soit environ sept ans et presque 6.000 km de lignes,

Les coûts de développement des réseaux seront encore plus élevés à l’avenir :

« De plus, d’autres coûts du système électrique sont à prendre en compte à l’avenir. Ainsi, des investissements massifs de plus de 460 Mds€ seront nécessaires d’ici 2045 pour le développement des réseaux électriques, cf. figure 5. Selon les estimations des acteurs du marché, les coûts pourraient être encore plus élevés. S’y ajoutent les coûts d´intervention pour éviter la congestion du réseau de transport. En 2022 ces coûts ont dépassé les 4,2 Mds€, soit presque deux fois plus qu’en 2021, Selon la Cour des Comptes, les coûts d´équilibrage du réseau de transport pourraient atteindre 6,5 Mds€/an jusqu’à 2026."

4) Abordabilité financière (prix de l’électricité) : une image erronée des coûts réels de la transformation énergétique.

Un autre objectif du Code de l’énergie est d’assurer un approvisionnement en électricité abordable pour tout le monde. Des prix élevés de l’électricité constituent un risque considérable pour l’économie allemande et l’acceptation sociétale du tournant énergétique.

Aujourd’hui déjà, l’abordabilité du prix de l’électricité est remise en question... Les prix de l’électricité en Allemagne ont continuellement augmenté au cours des dernières années et comptent aujourd’hui parmi les plus élevés de l’Union Européenne : les clients résidentiels ont payé en moyenne 45,19 ct/kWh au premier semestre 2023.

Les tarifs de l’électricité ont déjà augmenté de 43 % pour les clients résidentiels,  de plus de 32 % pour les clients commerciaux et 80 % pour les clients industriels

Face à des prix très élevés, le gouvernement a subventionné à plusieurs reprises les coûts du système électrique. Il reconnaît ainsi que le prix de l’électricité serait trop élevé sans intervention de l’État.

Le Ministre allemand de l’Économie et de la Protection du Climat, Robert Habeck, a récemment affirmé que le développement de l’éolien et du solaire permettrait bientôt de faire baisser les prix de l’électricité.  Par le passé, la Cour des Comptes avait déjà critiqué le fait que le ministère ne tienne pas compte d’autres coûts considérables liés à la transition énergétique. Il s’agit par exemple des coûts de distribution de l’électricité (y compris le développement des réseaux et les services système) et la construction de moyens pilotables supplémentaires. Il en résulte, en dehors du public spécialisé, une image erronée des coûts réels de la transformation énergétique.

Sources : https://atlantico.fr/article/rdv/la-cour-des-comptes-allemande-dresse-un-tableau-apocalyptique-de-la-transition-energetique-deployee-par-berlin-samuel-furfari?s=09 ; https://allemagne-energies.com/tag/rapport-de-la-cour-des-comptes/; https://www.bundesrechnungshof.de/SharedDocs/Kurzmeldungen/DE/2024/energiewende/kurzmeldung.html