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/

Émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques. Et bien, le ministère ne sait pas trop et ne dispose d’aucune étude impact dans le contexte français !

 La fréquentation des ressources parlementaires réserve quelquefois des bonnes surprises. Ainsi pour cette question écrite posée par la sénatrice Anne-Catherine Loisier le 11/05/2023 : Émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques.

Le thème en est le suivant : « Pour produire de l'électricité, les émissions de la combustion du gaz, ainsi que celles du fioul ou du charbon, sont directement corrélées au rendement de l'unité de production concernée. Or il apparaît que la production évitée par les énergies renouvelables se traduit généralement par une modulation de la puissance de ces unités qui affecte directement leur rendement, interdisant ainsi, dans la pratique, des réductions théoriques d'émission qu'elles sont réputées permettre.

Des études, notamment de General Electric, suggèrent même que les émissions de GES des turbines à gaz peuvent augmenter lors d'une baisse supérieure à 50 % de leur régime de fonctionnement. »

Posons le problème plus clairement : un système électrique éolien 40% gaz 60% est probablement autant voir plus émetteur de gaz à effet de serre qu’un système électrique 100% gaz en raison d’un phénomène bien connu des thermiciens : une centrale à gaz utilisée de façon partielle et non optimale émet beaucoup plus de gaz à effet à de serre et de polluants qu’utilisée de façon optimale.

Donc le ministère de la transition écologique dispose-t-il d’une étude d’impact  estimant , dans le contexte français, les émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques ?

Le ministère a pris son temps pour répondre – 6 mois… et il n’apporte aucune réponse. Il se contente de rappeler les émissions de CO2 par source d’énergie (48gCO2/kWh pour le photovoltaïque, 18gCO2/kWh pour la biomasse, 14,8g CO2/kWh pour l'éolien en mer, 12,7g CO2/kWh pour l'éolien terrestre et 4g CO2/kWh pour l'hydroélectricité, contre 1001g CO2/kWh pour le charbon, 840g CO2/kWh pour le pétrole et 469g CO2/kWh pour le gaz), d’ailleurs sans mentionner le nucléaire ( 4g CO2/kWh), pourtant la première source d’électricité décarbonée en France.

Ce qui ne répond absolument pas à la question : en tenant compte de l’intermittence éolienne, de combien sont les émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques ?

 Donc, on  décide, au nom du défi climatique, de se lancer dans  45 GW d'éolien en mer (90 parcs de Saint-Nazaire Guérande) pour 2050 (et 100GW de terrestre)… et le ministère est incapable de sortir une seule étude d'impact  en chiffrant le bénéfice éventuel en termes d’émissions   de gaz à effets de serre.

0, nada, il n'y en a pas !

https://www.senat.fr/questions/base/2023/qSEQ230506667.html

Patrimoine National et Climat sur le bilan prévisionnel 2035 de RTE

 1) Un tabou tombe : «Pour éviter ruine ou black-out, nous allons hélas devoir construire des centrales à gaz»

Patrimoine Nucléaire et Climat a pris une position courageuse mais que beaucoup d’experts réclamaient sans trop oser le dire. Il va falloir relancer la construction de centrales à gaz !

Tribune Figaro Vox, https://www.lefigaro.fr/vox/societe/pour-eviter-ruine-ou-black-out-nous-allons-helas-devoir-construire-des-centrales-a-gaz-20230927

Dans l'attente d'une reprise du nucléaire, il faut trouver une solution pour couvrir les besoins énergétiques de la France, plaident l’ancien président de l’Assemblée nationale Bernard Accoyer, et les anciens ministres Jean-Pierre Chevènement et François Goulard.

« 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. »

« 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. »

« RTE, CRE, comme la DGEC restent obstinément dans le déni face aux besoins en électricité pilotable »

« Il faut être réalistes et ne pas se cacher derrière des scénarios évolutifs et autres planifications complexes, qui restent des exercices théoriques technocratiques, entachés de biais multiples… Ces centrales de pointe, dont le coût d'investissement est modéré, ne seraient 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 GES 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. Elles nous protégeraient d'importations ruineuses d'une électricité hyper-carbonée, de la fragilisation de notre industrie face à une production hachée par les effacements et du risque de black-out. Nous serions robustes quelle que soit la météo ! »

2) Positifs et negatifs du bilan bilan prévisionnel 2035 de RTE

 PNC se félicite par ailleurs des évolutions récentes de RTE :

« -La perspective inéluctable d’une croissance forte des besoins en électricité est actée ;

- les scénarios à objectif 100 % renouvelables, très présents dans le document « 2050 »de 2021, semblent tombés dans l’oubli, même dans les questions en conférence de presse ;

- le nucléaire est clairement rentré en grâce.

Et de la fin de quelques illusions (mais pas de toutes …) :

- La flexibilité de la demande et les batteries ne résolvent pas tout

- Révision à la baisse des puits de carbone et du volume de biomasse disponible ;

- Doutes sur les smart grids

- Prudence sur la flexibilité des électrolyseurs…mais RTE la considère comme indispensable, ce qui n’est pas acquis, sauf à accepter des pertes de rendement. Par  ailleurs, la filière hydrogène n’est pas présentée en tant que « stockage d’électricité ».

- Prudence sur la rénovation thermique des logements, ce qui oriente vers le  changement d’énergie vers les sources décarbonées, essentiellement l’électricité et les PAC.

Sur un plan général, il est frappant de constater que ce bilan donne très peu d’indications sur  les prévisions 2030, bien que les engagements de la France vis-à-vis des directives et recommandations européennes soient à cette date. Cette remarque porte à penser que RTE  estime les objectifs 2030 largement inatteignables et reporte aux 5 années suivantes l’essentiel des développements,

RTE présente des développements larges hors du champ d’expertise de RTE et limités sur son  cœur de mission. A titre d’exemple : l’analyse technico économique de la compétitivité de  l’hydrogène décarboné produit en France ou importé, suivant l’usage (RTE a eu cependant  des échanges importants avec GRTgaz sur le sujet et se doit d’étudier l’impact de l’émergence  de l’hydrogène).

Par contre, les questions concernant le réseau électrique et l’équilibre instantané production consommation ne sont en large partie que survolées. »

3) Encore un gros déni de RTE : l’ingérabilité de  l’intermittence avec la montée en puissance des ENR

On ne peut qu’être surpris de la légèreté de la présentation faite de la gestion de  l’intermittence. La gestion quotidienne des pics de production solaire (ou de leur  absence) est abordée (très modestement) par les § 19 (P. 54) et 21 (P.60), avec recours  à la flexibilité, à la modulation des pilotables et à l’écrêtement des ENRi. En effet,  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 en tenant compte des croissances  prévues des capacités de chaque source en supposant, ce qui est raisonnable, des  données climatiques similaires aux actuelles.

- 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

- 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. Il faudra écrêter (à quelles  conditions ?), exporter à bas prix le jour (les pays voisins seront confrontés aux  mêmes excès) et importer si notre capacité pilotable n’est pas restaurée

 

La gestion des gradients de puissance des ENRi et de la capacité pour les pilotables  de les accommoder n’est pas abordée si ce n’est pour nier la responsabilité des ENRi,  en usant d’un sophisme étonnant (page 45) « L’augmentation de la part des énergies  renouvelables dans le mix électrique à l’horizon 2030-2035 ne conduira pas  nécessairement le parc nucléaire à moduler davantage qu’aujourd’hui, mais la part  de modulation liée au manque de débouchés économiques augmentera » (un non dit : à cause du suréquipement en ENRi.)

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.

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.

Les énergies intermittentes ne sont pas « complémentaires » du nucléaire

 Article de Michel Negynas dans Contrepoint https://www.contrepoints.org/2023/03/13/452172-les-energies-intermittentes-ne-sont-pas-complementaires-du-nucleaire

Affirmer que le nucléaire et les énergies intermittentes sont complémentaires est une hérésie. Pire, elles sont un facteur d’augmentation de coût et d’instabilité pour les centrales nucléaires.

La réalité reprend toujours ses droits. La guerre en Ukraine et (enfin) la prise de conscience de la nécessité d’être souverain en matière d’énergie gagne les media et le grand public.

Or, actuellement, seul le nucléaire peut contribuer largement à cette indépendance. Les énergies intermittentes ont besoin d’un service de secours en cas de nuit sans vent. Ce ne peut être que le gaz comme nous allons le montrer. Ainsi, affirmer que le nucléaire et les énergies intermittentes sont complémentaires est une hérésie. Pire, elles sont un facteur d’augmentation de coût et d’instabilité  pour les centrales nucléaires.

En France, les énergies intermittentes sont un alibi à la reprise du nucléaire

Les États non écolo-schizophrènes (Suède, Finlande, Pologne, Pays-Bas, France, Italie peut être…) ont admis qu’il fallait relancer le nucléaire. On approche de la raison, c’est bien. Mais pour se faire pardonner (en France particulièrement), les autorités politiques en rajoutent sur les éoliennes et les panneaux solaires : c’est du « en même temps » pur jus. Nos édiles pensent même que régler la question du retard pris dans le développement du nucléaire (dont ils ont tous été plus ou moins les instigateurs délibérés) se fera par une accélération des énergies renouvelables. Ils montrent par là qu’ils n’ont rien compris au dimensionnement d’un réseau électrique, qui se fait en capacité pilotable (les kW) et pas en énergie (les kWh). Il y aura toujours des nuits sans vent. Le soleil et Éole ne sont pas pilotables.

Hormis ce gage donné aux écologistes pour faire avaler un volteface salutaire, l’éolien et le solaire sont- ils utiles dans un réseau à base de nucléaire, sont-ils même « complémentaires » comme on nous le répète à l’envi ?

Les énergies intermittentes sont-elles utiles ?

Dès l’instant où on admet (ce qui est vérifiable très facilement sur les sites nationaux de suivi des productions électriques) qu’il peut y avoir des nuits sans vent sur quasiment toute l’Europe, les éoliennes et le solaire apparaissent comme des investissements redondants sur le réseau, puisqu’il faut assurer la sécurité par des centrales pilotables. Dans ces conditions, qu’apportent-ils ?

Sur le plan environnemental

Rien. La production du silicium est au moins aussi polluante que la production du minerai d’uranium. Et on démontre qu’il faut davantage de ressources en matériaux au kWh produit pour l’éolien que pour le nucléaire. Le bilan carbone total est également meilleur pour le nucléaire que pour les ENR intermittentes.

Sur le plan économique

Il faut comparer le coût complet du kWh éolien et solaire au coût marginal (en gros le coût d’exploitation variable) des moyens pilotables, puisque de toute façon il faut construire ceux-ci. Pour l’hydraulique et le nucléaire, ces coûts variables sont très faibles, bien inférieurs au coût complet des ENR. Il n’y a donc pas non plus d’intérêt économique.

NB : ce peut-être un peu spécieux, puisque l'on peut aussi se dire que lorsque le solaire et l'éolien sont construits, c'est leur coût marginal qu'il faut considérer. Un autre argument est de considérer les coputs systèmes totaux comme l'a fait RTE dans les scenario futurs énergétiques 2050 et  la NEA:OCDE dans son étude magistrale NEA (2019), The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables, OECD Publishing, Paris

cf sur ce bloghttps://vivrelarecherche.blogspot.com/2023/01/etude-nea-ocde-sur-le-cout-des-systemes_14.html

Sur le plan de la souveraineté

Force est de constater que la France n’a pas été capable de construire une filière nationale. Les éoliennes sont construites par des Américains (depuis peu partiellement en France), des Espagnols, des Allemands et des Danois. Le silicium est importé de Chine. Certes, l’uranium est importé, mais d’une variété de pays, ce qui le sécurise. De plus, il est facile d’avoir un stock de dizaines d’années, sans parler de la filière surrégénératrice, que la France a mise au point avec 30 ans d’avance. Et même si nous sous-traitons certaines opérations, nous avons le potentiel technique pour les rapatrier.

On ne voit donc pas en quoi les éoliennes et le solaire nous sont utiles.

Les énergies intermittentes nuisent gravement à la conduite du réseau

Elles varient, à long, moyen et court terme. La variation à l’échelle du jour, voire de l’heure, est très pénalisante. Il faut des centrales pilotables prêtes à intervenir en urgence. L’hydraulique peut jouer ce rôle en deçà de 10GW environ en France. Mais elle n’est pas suffisante au-delà d’une proportion d’intermittents dans le réseau. Et il faut déjà assurer ce suivi rapide pour les fluctuations de consommation. Tout se passe comme si ces fluctuations rendaient encore plus variable la consommation.

La situation est particulièrement critique en été : même si la pointe de midi coïncide avec le maximum solaire, elle est loin de gommer la variabilité. Imaginons (comme c’est prévu) que nous ayons 60 GW de solaire, ça démarre à zéro à 6 heures du matin, culmine à 60 GW à midi, et redescend à zéro à 21 heures… Il faut un réseau pilotable qui fasse ce yoyo en sens inverse…

Le nucléaire n’en n’est pas capable, du moins sans risques, sans surcoûts et sans raccourcir la durée de vie des réacteurs. Les grosses centrales à charbon et même les grosses centrales à gaz (à combustion combinée) ont le même problème, lié aux changements de température et de dilatations lors des changements de régime.

On ne peut donc utiliser que des centrales très flexibles. Ce sont généralement des centrales à gaz alimentées en gaz naturel, voire des turbines de type aéronautique. Leur rendement est moins bon et surtout elles ne fonctionnent pas en régime nominal, ce qui dégrade considérablement leur rendement.

En outre, que fait-on si le soleil d’août donne 60 GW avec une charge de consommation de 50 GW ?

Pour l’éolien, c’est un peu la même chose, avec des fluctuations différentes, aléatoires : le vent souffle par rafale, les variations en local peuvent être très rapides… Le réseau peu les encaisser dans une certaine mesure… si on a des grosses centrales pilotable dessus, comme on le verra ci-dessous. Mais il y a des limites.

C’est ce qui explique l’engouement des fournisseurs de gaz pour les énergies intermittentes…

NB : c'est encore plus évident avec les variations rapides et btrès brutales de l'éolien en mer, cf. les données de production des parcs éolien danois, ou plus récemment en France de Saint Nazaire. Tant que l'éolien en mer représente une partie faible de la production, c'est mairisable, mais si son importance augmente, cela devient quasiment ingérable

Pour le Danemark, données  https://www.energidataservice.dk/ ). Courtoisie Hubert Flocard. 

https://www.contrepoints.org/2022/10/05/422640-5-dementis-sur-lutilite-des-eoliennes-en-mer-ou-sur-terre

1ère statistiques  de production du Parc de Guérande _ janvier-mars 2023

D’autres contraintes peu connues car plus techniques

La source finale de l’électricité produite par les éoliennes et les panneaux solaires est constituée de convertisseurs électroniques. Ils n’ont pas d’inertie, comme les gros groupes turbo-alternateurs. Or, cette inertie est indispensable pour absorber, justement, les fluctuations rapides du réseau. Pour pallier ce défaut, il faut ajouter des dispositifs coûteux : batteries, condensateurs, le tout piloté (encore) par de l’électronique. Notons d’ailleurs que ces coûts ne sont pas supportés par les ENR !

Les équipements utilisateurs de l’électricité ont besoin d’une énergie productive mais aussi d’une composante non-productive (appelée énergie réactive). Seules les centrales à turbo-alternateurs peuvent la fournir. Là encore, on peut la fabriquer électroniquement mais au prix de gros investissements.

Ces deux problèmes sont cruciaux. À tel point que certains opérateurs d’ENR intermittentes suggèrent de faire tourner les grosses centrales à vide juste pour pallier ces défauts !

NB : La stabilisation du réseau par de l'électronique de puissance n' a été démontrée qu'à l'échelle du laboratoire, pas à l'échelle industrielle où sa faisabilité est encore sujettte à caution 

Et la suite ?

On pourrait résumer tout ceci en renversant la problématique : les ENR ne viendront pas au secours des centrales classiques, ce sont les centrales classiques qui viennent au secours des ENR.

Mais comme la réalité de la guerre en Ukraine s’impose pour redorer le blason du nucléaire, les réalités technico-économiques s’imposeront un jour pour valider les réflexions ci-dessus. D’ici là, beaucoup de dégâts auront été faits. On aura sans doute aussi construit de nouvelles centrales à gaz pour attendre le nouveau nucléaire.

L’Allemagne a déjà ces problèmes, avec 130 GW d’ENR intermittentes. Elle les « dilue » sur l’ensemble de ses voisins pour l’instant. Mais si tout le monde fait comme elle ?

voir aussi sur le même sujet 

https://www.contrepoints.org/2022/10/05/422640-5-dementis-sur-lutilite-des-eoliennes-en-mer-ou-sur-terre

Relance de l'Energie Nucléaire Civile: Ce que dit la science, Marc Fontecave, L’Humanité, 10 mars 2022

Extraits :

1) La fin de la procrastination : « Le président de la République, Emmanuel Macron, a, le 10février 2022, par un retournement qui semblait inimaginable il y a peu de temps, annoncé, à côté d’une politique de soutien à 1'énergie éolienne en mer et à 1'énergiephotovoltaïque, un grand programme nucléaire civil pour notre pays. Celui-ci prévoit, d'une part, la construction de 6 réacteurs pour 2035 et 1'étude de 8 réacteurs supplémentaires pour 2040 ; d'autre part, la prolongation au-delà de cinquante ans des réacteurs existants, après l’accord de l’Autorité de Sécurité nucléaire (ASN). Il était urgent qu’une telle décision soit prise, après des années de procrastination…Le programme qui vient d'être annoncé est assez précisément ce que préconisait l'Académie des sciences le 8 juillet 2021 dans un avis suivant la publication d'un rapport intitulé «Considérations sur l'électronucléaire actuel et futur» (https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/07/avis-de-lacademie-des-sciences-8-mai.html)

2) Ce n’est pas remplacer  le nucléaire par les ENR qui nous permettra de répondre au défi climatique : « L'actualité de la question nucléaire est d'abord liée à la nécessité de définir pour l'avenir un mix électrique le moins émetteur de gaz à effet de serre. L'énergie nucléaire est la source d'énergie la moins carbonée à notre disposition, ce qui explique pourquoi les pays qui l'ont adoptée, en la combinant à1'énergie hydraulique, comme la France ou la Suède, sont les plus vertueux sur le plan des émissions de CO2.  Avec une énergie électrique décarbonée à plus de 90%, nous ne ferons jamais mieux, et ce n’est évidemment pas en remplaçant notre énergie nucléaire par des énergies éoliennes et solaire, cette dernière significativement plus carbonée, que nous améliorerons ce record. Dans ces conditions, il n'est pas étonnant d'observer une évolution de l'opinion sur la place du nucléaire dans la production électrique, de récents sondages montrant que presque 60% des Français y sont favorables. »

3) un scénario 100% ENR n’est pas tenable « Ce qui est de mieux en mieux compris, également, c'est que la perspective d'un mix électrique très largement dominé par des énergies renouvelables intermittentes (et c'est encore plus vrai lorsque c'est à 100 %), dans le contexte d’une électrification croissante d’un grand nombre de secteurs (transport, habitat, industrie) à l'horizon 2050, n'est pas tenable, notamment en raison des risques sérieux d’insécurité d'approvisionnement électrique que de tels scénarios font prendre. C'est exactement ce que disait le rapport remis au gouvernement français, le 21 janvier 2021, par RTE.. »

4) Problème de l’intermittence et du stockage intersaisonnier : « Tout d'abord, il faut disposer de sources d'énergie mobilisables et décarbonées pour compenser l'intermittence de l’éolien et du solaire. Or, la seule source mobilisable et décarbonée est 1’énergie nucléaire. Cette problématique est bien illustrée par l’expérience des pays, comme l'Allemagne, qui se dénucléarisent et sont de plus en plus dépendants des énergies intermittentes : ils assurent leur approvisionnement électrique avec des centrales thermiques (charbon et gaz)…

En second lieu, il faut disposer de capacités de stockage d'énergie (de type batteries électriques et hydrogène) à très grande échelle, une perspective encore très lointaine en raison des contraintes scientifiques et technologiques. Dans un article récemment publié dans les « Comptes rendus» de l'Académie des sciences, nous avons évalué la quantité d'énergie annuelle qu'il faudrait stocker, dans les moments d'excès d'énergies solaire et éolienne, pour la redonner au réseau dans les périodes de défaut de ces énergies. Dans un scénario avec 100 % de renouvelables, cette quantité dépasse la centaine de térawattheures (TWh) quand elle est aujourd'hui d'environ l0 TWh, assurée pour l'essentiel (7 TWh) par les Step (stations de transfert d'énergie par pompage). Cette étude montre également que le problème majeur est le stockage intersaisonnier, qui ne pourrait être dans l'état actuel des technologies assuré que par l’hydrogène. Malheureusement, la technologie Power-to-112-to-Power n’a qu'un très faible rendement de 25% »

La troisième condition est la stabilisation de la fréquence du système électrique, qui ne peut pas être assurée avec une production exclusivement éolienne et solaire… »

NB :  sur ces questions et le développement du réseau, voir Rapport IEA/RTE : Conditions et prérequis en matière de faisabilité technique pour un système électrique avec une forte proportion d’énergies renouvelables à l‘horizon 2050, https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/02/rapport-iearte-conditions-et-prerequis.html

5) Le nucléaire, un atout majeur pour l’avenir : « Pour toutes ces raisons, l'énergie nucléaire est, pour la France, un outil majeur de sécurisation de l'approvisionnement électrique…Il est urgent en effet de relancer une industrie nucléaire française, la troisième filière derrière l’aéronautique et l'automobile, qui a montré sa capacité à fournir au pays sur le long terme une électricité bon marché, une sécurité d’approvisionnement et une indépendance énergétique. Elle contribuera à réussir la nécessaire électrification et décarbonation du monde de demain »

Canicule, Covid, ENR et nucléaires, qqs nouvelles d’aout 2020 1)- Le contre exemple californien

Les canicules ne sont pas favorables aux ENR

On le sait, les périodes de canicules ne sont pas favorables aux ENR. D’abord, la consommation d'électricité augmente sensiblement en période de températures caniculaires, à cause notamment des climatiseurs et ventilateurs, et ces épisodes sont sans doute destinés à devenir de plus en plus fréquents, causant des pointes de consommation estivales.

Ensuite, si, comme souvent la canicule est liée à la présence d’un anticyclone, il y a absence de vent et les éoliennes ne tournent pas. Et quand on dit ne tournent pas, c’est nib de nib, typiquement moins de 5% de la puissance du parc pendant plusieurs jours. Et cela sur l’ensemble de l’Europe, les anticyclones ne connaissant pas les frontières.

Et c’est parfois pire. Ainsi, le 22 juillet 2019, les huit mille éoliennes françaises ne fournissaient quasiment plus d’électricité ; alors que la barre des 34°C a été localement dépassée sur une partie sud du pays, les éoliennes destinées à produire de l’électricité au réseau n’ont fourni que 607 MW soit 1% du total (Fédération Environnement Durable -FED). Dans un communiqué, la FED précise :

« Ces chiffres montrent l’inutilité de ces machines pharaoniques et l’erreur de vouloir poursuivre leur implantation alors qu’elles sont incapables de produire de l’électricité lorsque les consommateurs en ont besoin….La production intermittente des éoliennes dépend uniquement du bon vouloir du vent et non pas de leur gigantisme ou de leur nombre. Elles ne peuvent faire face ni aux vagues de froid, ni aux vagues de chaleur, c’est-à-dire au moment critique ou l’électricité d’un pays devient vitale. Un blackout est considéré comme une catastrophe potentielle nationale mettant en danger la sécurité des citoyens. »

Les panneaux solaires ne sont pas du tout flambards : ils ont trop chaud ; c'est un paradoxe, les panneaux solaires aiment le soleil, mais pas la chaleur ! Leur température idéale de fonctionnement est de 25 degrés. Au-delà, ils perdent jusqu'à 25 % de leur production.

Et ça a des conséquences.

Canicule 2020  en Californie : coupures de courant.

Donc, en pleine crise Covid et pic de chaleur, la Californie a  coupé le courant à plus de trois millions de Californiens.- des coupures tournantes qui  se sont étalées sur 4 jours. Que s’est il passé ?

« Vendredi 14 août, la Californie a ordonné des coupures de courant, alors qu’une vague de chaleur a mis à rude épreuve son système électrique. Alors que la Californie vivait une journée de canicule avec des températures atteignant 44°C (110 °F), en rentrant du travail vers 17 heures, les Californiens ont tous branché leur climatisation augmentant soudainement la demande d’électricité. En même temps alors que le soleil commençait à se coucher, la capacité solaire a perdu près de 1GW de puissance. Parallèlement, comme c’est souvent le cas en pleine canicule, il n’y avait pas un souffle de vent ce qui a privé les californiens de leur électricité éolienne. Moralité l’opérateur a d’abord demandé aux usagers de réduire leur consommation puis a dû couper l’électricité à près de 500 000 foyers durant une partie de la nuit. En pleine pandémie du COVID 19 qui sévit toujours en Californie, on ne connait pas les conséquences notamment sanitaires de ce blackout »

Ceci s’est passé dans un climat d’impréparation qui a suscité l’indignation des Californiens. Moins d'une heure avant les coupures tournantes le gestionnaire de réseau avait affirmé qu'elles ne seraient pas nécessaires, et s’était contenté d’un courrier appelant à couper les  climatisations et autres gros appareils électriques, à fermer les rideaux, etc.  Puis, l’agence qui gère le réseau électrique de l’État a  affirmé que des coupures de courant seraient finalement nécessaires pour équilibrer l’offre et la demande. Le  gouverneur s’est indigné que les régulateurs n’étaient pas préparés à cette situation….Bilans : coupures tournantes sur 4 jours !

La crise de 2020 n’est pas sans précédent et est le résultat d’une longue évolution

C’est que depuis des années, la Californie est en état total de déni quant à son système électrique. et la crise de 2020, particulièrement malheureuse par temps de Covid et de canicule, n’est que la conséquence d’une évolution catastrophique depuis la politique de libéralisation du pseudo »marché de l’électricité » des années 90.  Cet Etat qui se clame la 5^ème puissance économique mondiale se rapproche dans son système électrique du tiers monde…Et aussi  de l’endroit où nous amène la politique énergétique (et en fait anticlimatique) de la Commission européenne.

La crise de 2020 : un mix électrique toxique : trop d’énergies intermittentes, pas assez de pilotables !

Intermittence de l’éolien et du solaire – lequel, contrairement à ce que l’on pense n’est pas forcément adapté aux contrées très ensoleillées…

« Faute de vent dans l’Etat samedi, l’énergie produite par les éoliennes a chuté dramatiquement. Une seconde centrale à gaz n’a pas été suffisante pour compenser et obtenir la production nécessaire. L’État est confronté à un problème fondamental: la Californie est fortement tributaire de l’énergie solaire et d’autres sources d’énergie renouvelables, et le soir, l’énergie solaire disparaît, alors même que plus  de clients allument leur climatisation. »

Fier de sa transition énergétique, la Californie produit aujourd’hui un tiers de son électricité à partir d’énergies renouvelables intermittentes. On aurait tendance à dire un tiers heureusement. On a peine à imaginer ce qui se serait passé si l’état le plus peuplé des US produisait la moitié voire la totalité de son énergie à partie des ENR intermittentes. De nombreux experts et observateurs alertent depuis des années sur le risque de dépasser le seuil de 30% d’énergies renouvelables dans le mix énergétique sans prévoir en back-up des unités pilotables capables de prendre le relais. »

 « Les énergies renouvelables, solaire et éolien pour l’essentiel sont intermittentes. En France, le soleil ne brille en moyenne que 1000 heures par an (soit 12% du temps) et le vent ne souffle que 2000 heures par an (soit un peu plus de 20% du temps). En moyenne, un mix 100% solaire ce serait accepter de l’électricité un jour sur dix et un mix 100% éolien ce serait en accepter un jour sur cinq. Par contre les énergies pilotables (charbon, gaz, nucléaire) sont capable, à la maintenance près, de fournir de l’électricité 100% du temps. Mais, en dehors de cette notion d’intermittence, l’éolien et surtout le solaire dépendent des aléas climatiques. Ainsi, si l’efficacité d’une cellule solaire s’accroit avec l’ensoleillement (durée et intensité), elle décroit avec l’accroissement de température. Ainsi, des cellules photovoltaïques placées en plein désert ne pourront être efficaces qu’à condition d’être réfrigérées. Mais, l’antipathie de la nature vis-à-vis du solaire ne s’arrête pas aux canicules. Là où il a de l’espace et du soleil (le désert) il y a aussi malheureusement…du sable. Les grands projets solaires émiratis et chiliens se sont ainsi cassé le nez face aux tempêtes de sable qui rendent les panneaux solaires inopérant en les couvrant de sable. Les nettoyer est un casse-tête : les balayer à sec griffe les panneaux, les nettoyer à l’eau de mer les couvre d’une croute de sel. Quant à l’eau douce tout le monde conviendra qu’elle n’est que très peu disponible…dans le désert. Aussi les émiratis ont mis la pédale douce sur leurs projets solaires pharaoniques et se sont tournés vers le…nucléaire. »

https://www.atlantico.fr/decryptage/3591795/vague-de-chaleur-et-coupures-massives-d-electricite--la-californie-victime-de-ses-investissements-dans-les-energies-renouvelables-

Trop de solaire et d’éolien, pas assez de pilotable : entre 2010 et 2018, 14500 MW de solaire et éolien non pilotable installée. 5400 MW de production pilotable fermée.

Et c’est pour 1.000 mégawatts manquants que le black-out a eu lieu pendant quelques heures !

Ben comment dire, c’est la recette pour une catastrophe !

Un mix électrique pathologique.

La production nette des centrales électriques californiennes s'élevait en 2018 à 197 227 GWh, en recul de 4,3 %, soit 4,7 % de la production totale des États-Unis : 4 177 810 GWh ; s'y ajoute la production estimée des petites installations photovoltaïques : 13 046 GWh, portant la production totale nette à 210 273 GWh.

Le secteur de l'électricité en Californie se caractérise par une proportion importante d'énergies décarbonées : 53,9 % en 2018 (8,7 % de nucléaire et 45,2 % d'énergies renouvelables : hydraulique 12,4 %, géothermie 5,7 %, biomasse 2,7 %, éolien 6,5 %, solaire photovoltaïque 17,8 %, solaire thermodynamique 1,2 %), mais les combustibles fossiles ont encore une part élevée : 44,7 % (presque uniquement gaz naturel),

Plusieurs caractéristiques importantes.

- Le parlement californien a établi en 2002 le California Renewables Portfolio Standard (RPS), un programme qui impose aux « utilities » et autres fournisseurs d'électricité de porter la part des énergies renouvelables à 33 % de leurs fournitures totales en 2020.

Commentaire : En ben, ils y sont presque ( ça dépend comment on compte) et on voit déjà le résultat (solaire plus éolien 24,3% plus hydraulique  =36.7%- mais l’hydraulique est pilotable, sf. que –voir ci après)

- La Californie se classe au 1er rang parmi les États des États-Unis pour la production d'électricité à partir de biomasse, de géothermie et d'énergie solaire

- La Californie (5^ème puissance mondiale) n’est pas autosuffisante, et de loin : : La production ne couvre que 72 % de la demande, le reste étant importé des États voisins et du Mexique.

- Toutes les renouvelables ne sont pas égales et la Californie a perdu de l’héyraulique pilotable au détriment de l’éolien et du soliare (fatals)- et cette perte peut être parfois brutale. La production des centrales hydroélectriques conventionnelles en Californie s'est élevée en 2018 à 25 898 GWh, en baisse de 38,9 % par rapport à 2017 du fait d'une sécheresse sévère ; La part des énergies renouvelables (EnR) n'a pas progressé de 1990 à 2018, la forte progression de l'éolien et du solaire ayant été presque compensée par l'effondrement de l'hydroélectricité due à une succession d'années de sécheresse.

Avec l’aggravation des sécheresses, l’hydraulique devient aussi difficile à piloter, et c’est un facteur de fragilité supplémentaire

-  La production des centrales nucléaires en Californie s'élevait en 2018 à 18 214 GWh en recul de 44 % par rapport à 1990 du fait de la fermeture de la centrale de San Onofre en 2013. La chute de la production nucléaire du fait de la fermeture de la centrale de San Onofre en 2014 a été compensée par une forte progression du gaz naturel. (non, SVP : fossile !)

Commentaire : Ben tiens, ils font comme les Allemands et c’est pas bon pour le climat…

Les précédent de 2018 et  2019 : 85 morts dans le Camp Fire, coupures électriques pour éviter les incendies

Les coupures électriques massives ne sont pas une nouveauté en Californie, elles tendent  à se répéter : 2020, après 2019 et 2018 après 2001

En 2018, la Californie a connu l’un de ses pires et plus violents incendies avec le « Camp Fire », le 8 novembre 2018, qui  a détruit la localité de Paradise et fait 85 morts, le bilan le plus lourd que l’Etat ait connu. Les experts l’avaient attribué à un défaut d’entretien des lignes électriques (un départ de feu sous l’une de ses lignes à haute tension)

Le mercredi 9 octobre 2019, 500 000 résidents de l’Etat qui a rang de cinquième économie du monde, se sont donc vus privés de courant, à titre préventif, principalement dans le nord de l’Etat, de Sacramento aux contreforts de la Sierra. 250 000 habitants de la baie de San Francisco devaient subir le même sort dans la nuit, les météorologues ayant annoncé des vents violents et décrété une « alerte rouge ». Vingt-neuf des 58 comtés californiens étaient affectés par la décision de PG&E de ne plus prendre le risque de servir ses clients pour éviter les risques d’incendies

Bilan : l’historique PG&E s'est mise en faillite en janvier, faisant face à des milliards de dollars de dettes potentielles en raison de sa responsabilité dans le «Camp Fire»,

Les coupures tournantes de 2001, brillant résultats de la politique de libéralisation du « marché » de l’électricité

En 1996, l’Etat de Californie, sous l’influence de l’idéologie libérale démantèle ses deux monopoles publics (Pacific Gas and Electric et Southern California Edison qui détenaient 80 % du marché) Ce fut un festival ! On sépara le réseau et l’on créa de deux marchés de gros, ce qui permettait plus d’occasion de spéculation.

Contrairement à leurs engagements mais conformément à leur intérêt bien compris, les producteurs privés  n’ont entrepris la construction d'aucune des centrales qu'ils avaient pourtant dans leurs cartons et qu’ils s’étaient engagé à construire. Leur seule vraie crainte, la menace suprême pour eux, c’était la surproduction, et ils n’avaient aucun intérêt à investir et à augmenter une production… dont la rareté assurait leur profit – elle était la garantie pour eux de pouvoir imposer des tarifs élevés et maximiser leurs bénéfices sans investissements.  Mais dans le même temps, dans cette Californie avec ses industries dynamiques et ses ménages très consommateurs , la demande n'a cessé de croître. Affaires en or pour les centrales, catastrophes pour les particuliers et les industriels avec augmentations de prix et pannes.

Conclusion : envol exponentiel des prix de gros. Bon quais-exponentiel : les prix de gros de l'électricité, qui étaient à 30 $/MWh en avril 2000 , passèrent à 100 $/MWh, puis atteignirent en novembre 250 à 450 $/MWh, soit plus de 100% d’augmentation en 2001!  Mais dans le même temps, les autorités politiques craignaient l’effet des hausses massives du prix de détail sur les petits consommateurs (lesquels commençaient à se manifester bruyamment) et bloqua ceux-ci. Donc au début 2001, des coupures tournantes durent être organisées, puis les deux principales compagnies ex-publiques (PG&E, Pacific Gas and Electric Company et SCE, Southern California Edison) firent faillite, ainsi que quelques centaines de leurs fournisseurs dans leur chute. L’Etat fut contraint de les reprendre, ce qu’avait parfaitement anticipé cyniquement, le PDG d'Enron, Jeff Skilling,: «Quand les compagnies seront trop endettées, nous limiteront l'énergie livrée à la Californie et l'Etat sera contraint d'aider ces sociétés.»

Ah oui, car dans ce festival, il y a eu Enron, la plus gigantesque escroquerie de ces années ; Enron, qui gérait le Path 26, la seule connexion entre Californie du nord et Californie du Sud, Enron et ses congestions fantômes. Voilà ce qu’ils ont fait, expliqué à une Commission d’Enquête Sénatorial par un employé : « les courtiers d'Enron ont engorgé cette ligne artificiellement pour qu'ensuite, quand les gens auraient besoin de cette ligne, Enron fasse monter ses prix ». Ainsi, le 14 et 15 juin 2000, en pleine vague de chaleur, les courtiers d'Enron ont engorgé le «Path 26»,. Ils ont créé un goulot d'étranglement qui a bloqué la transmission de l'électricité vers «Path 15» en direction du nord de l'Etat. «On a surchargé la ligne qui nous appartenait chaque fois qu'il y avait une vague de chaleur, reconnaît maintenant un courtier. Résultats : des black-outs à San Francisco, Los Angeles et dans la Silicon Valley au cours des étés 2000 et 2001, jusqu’à ce que les autorités locales acceptent de payer à Enron le prix qu’ils exigeaient.

Et bien d’autres manœuvres encore, par exemple le «blanchiment de mégawatts». Comme les prix étaient plafonnés en Californie, Enron achetait du courant dans cet Etat, le transférait dans les Etats voisins et le revendait au prix fort en Californie. Un exemple d'escroquerie imité ensuite par d'autres compagnies. Et imy eut aussi le rackett :  La peur des black-out  a aussi forcé les entreprises à signer des contrats à long terme avec Enron pour plus d'un milliard de dollars. (cf. Quand Enron éteignait la Californie. Libération, Annette Lévy-Willard, 21 mai 2002)

Cf. https://vivrelarecherche.blogspot.com/2019/10/la-crise-de-lelectricite-en-californie.html

On voit d’où vient la situation californienne actuelle et ses coupures à répétition. : libéralisation complètement ratée et scandaleuse sur bien des aspects,  un système électrique à l’abandon, incapable de fournir à la Californie l’électricité dont elle a besoin, des installations dégradées provoquant des incendies meurtriers, une centrale nucléaire fermée ( intéressant de savoir s la dernière, Diablo Canyon qui est bien présente et a  produit avec une belle stabilité sera elle aussi arrêtée comme prévu) ; une politique idéologique de promotion des ENR ,en particulier du solaire ( qui en fait ne décarbone rien car le nucléaire a été remplacé par du gaz qui reste la part la plus importante du mix californien (44%), mais qui, ne correspondant pas aux besoins (climatisation le soir, qd les californiens rentrent chez eux), entraine black-out sut black out

Tenns ça ressemble à quelque chose, à la politique énergétique européenne et française. La Californie, notre futur énergétique ?

cf aussi

https://www.nytimes.com/2020/08/17/business/energy-environment/california-blackout-electric-grid.html?referringSource=articleShare

https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/face-a-la-canicule-la-californie-forcee-de-couper-le-courant-1233249#:~:text=En%20pleine%20crise%20du%20coronavirus,coupures%20de%20courant%20%C3%A0%20r%C3%A9p%C3%A9tition.