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19 février 2021 5 19 /02 /février /2021 19:13

La production d'un parc éolien est directement indexée sur le régime local des vents.

Il s'agit donc d'une production variable et non pilotable puisque « le vent souffle où il veut », comme dit le poète.

Certes, on peut prévoir la météo avec une assez bonne précision, le logiciel IPES fait cela très bien (Insertion de la Production Eolienne dans le Système), mais on ne peut pas modifier la situation selon ses besoins.

L'intégration d'une telle source d'électricité dans un réseau dont la stabilité doit être la caractéristique essentielle, n'est acceptable que si ce réseau dispose d'un moyen de compensation de la variabilité de l'éolien.

( Pour plus de détails, se reporter aux obligations du réglage système ).

Cette source compensatrice doit être évidemment disponible rapidement, pilotable, et de capacité d'intervention en rapport avec le besoin.

Ce problème est nié par certains, considérant que la France possède trois régimes de vent, et que la dispersion des parcs éoliens sur ce territoire créera un effet de foisonnement résultant en un « lissage » de la production rendant inutile le recours à la compensation.

( Oui, cela s'appelle la pensée magique, qui est très à la mode et conduit aux réalités alternatives )

Qu'en est-il exactement ?

Le tableau suivant choisi au hasard dans « eco2mix » fourni par RTE, donne la puissance délivrée par le parc éolien français pour la période du 6 au 17 Février 2021, avec un échantillonnage journalier à 08h.

 

Le foisonnement de l'éolien, mythe ou réalité ?

On peut choisir une autre période, on cherchera vainement l'effet d'un hypothétique foisonnement.

Voilà qui devrait régler ce problème.

La courbe ci-dessus se rapporte au parc éolien actuel, dont la puissance installée est de 17,3 GW ( Sept 2020). En 2020, sa production a atteint 34 TWh, soit 6,4% de la production totale d'électricité (530 TWh).

Une participation encore modeste, mais appelée à une forte croissance, du moins selon le PPE.

Le facteur de charge est de 22,5 % , normal pour un parc actuellement exclusivement terrestre.

( L'éolien offshore n'interviendra qu'à partir de 2023 ).

10 GW de fluctuation de puissance par rapport à une puissance moyenne réseau de 60 GW, cela représente quand même 16,7 %, ce qui est énorme pour une part de seulement 6,4% de la production totale.

On imagine sans peine le désastre si on passait de 6,4% à 30% comme certains l'envisagent...

Il est évident que ce qui vient d'être dit vaut également pour le solaire...

Avec le « petit » parc éolien actuel il faut donc déjà pouvoir compenser des fluctuations de l'ordre de 10 GW, voire davantage.

Deux types de compensations sont à prévoir, selon l'amplitude et la durée du déficit de production éolienne :

Pour des fluctuations de faibles amplitudes ( quelques GW ) et/ou de courtes durées ( quelques heures à un jour ) on peut faire appel à l'hydraulique existant .

Mais pour des fluctuations importantes de longues durées, que l'on ne peut évidemment pas écarter, il est nécessaire de recourir à des moyens de production de base, pilotables, et rapidement mobilisables.

Ces moyens sont actuellement des centrales thermiques, majoritairement à Gaz.

Le parc thermique actuel à Gaz comprend 11 centrales représentant une puissance installée de 18,54 GWe.

Ces centrales interviennent à temps partiel pour limiter les émissions de CO2.

(Le facteur de charge est de 26% alors qu'il pourrait atteindre plus de 80% à plein régime.)

Leur production a été de 42,6 TWh en 2019, pratiquement équivalente à celle de l'éolien et du solaire.

Une grande partie de ces installations sont des CCCG, Centrale à Cycles Combinés à Gaz, dont les rendements voisinent les 60%, avec des émissions réduites d'oxydes d'Azote et de soufre.

Une partie fonctionne avec de la biomasse.

On peut s'attendre à voir le nombre des centrales thermiques à gaz augmenter au prorata du nombre de centrales nucléaires fermées.

Ce système de compensation des fluctuations des renouvelables pourrait voir sa pérennité assurée si la production de biomasse est suffisante dans l'avenir.

Mais elle ne suffira pas à la tâche si la croissance prévue de l'éolien et du solaire se réalise. Il faudra alors compléter par le développement dynamique d'un parc de stations de pompage-turbinage, qui sont aujourd'hui le parent pauvre de la panoplie énergétique.

Le stockage de l'énergie électrique demeure la clé de notre indépendance énergétique.

Mais qui se soucie encore d'indépendance ?

 

 

 

 

 

 

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6 février 2021 6 06 /02 /février /2021 18:10

 

Quel avenir pour la batterie domestique ?

6 Février 2021

Actuellement en France l'électricité du réseau est produite à 80 % par des installations dites « de base » dont la production est continue, pilotable, et adossée à des réserves* de combustibles importantes.

*Il s'agit de réserves « physiques » correspondant aux stocks stratégiques au sens de l'AIE, aux réserves de Gaz, et aux réserves de combustibles nucléaire.

Tout cela est appelé à voler en éclats pour cause de lutte contre les émissions anthropiques de CO2, et de rejet socio-écologique du nucléaire.

Demain donc ( 2040 – 2050 ? ), 100 % de la production proviendra des énergies renouvelables dépendantes du régime des vents, de l'ensoleillement, et de la pluviométrie.

C'est du moins l'objectif général visé par tous les pays développés.

Or le vent et le Soleil ne se stockent pas.

Les fossiles et le nucléaire ne seront plus là pour fournir leurs capacités de stockage.

Qui fournira alors l'électricité en l'absence de Soleil et de vent ?

Personne ne semble préoccupé réellement par ce problème, généralement

considéré comme parfaitement subsidiaire; à tel point que dans l'évaluation du coût de l'électricité renouvelable il n'est jamais question du coût du stockage de cette électricité.

On peut s'interroger sur ce biais stratégique, chacun semblant compter sur le voisin pour se charger de la basse besogne du stockage, qui est pourtant un facteur clé...

Les procédés de stockage de masse de l'énergie électrique sont pourtant bien connus:

En premier lieu le stockage gravitaire hydraulique, avec les barrages associés ou non au pompage-turbinage.

Il existe bien sûr déjà de telles installations en France, mais leur capacité annuelle d'intervention est de l'ordre de 10 % de la demande actuelle énergétique, ce qui est évidemment très loin des besoins. Et d'autre part, si leur puissance « installée » est significative ( 25 GW ), elle n'est mobilisable que sur une courte durée, et renouvelable seulement sur un temps long.

Nous sommes donc très loin du compte.

Mais curieusement, il n'existe aujourd'hui aucun programme de construction d'installations de stockage gravitaire de complément, du moins chez nous.

Cette lacune est la promesse de graves problèmes de gestion du réseau...

L'autre solution de stockage évoquée est la filière Hydrogène, grâce à l'électrolyse suivi d'une pile à combustible pour la restitution de l'électricité. L'hydrogène étant stocké comme l'est aujourd'hui le Gaz naturel.

Inutile de préciser que cette filière n'existe pas, même pas dans les cartons...

Heureusement il existe la troisième voie du stockage électrochimique sur batteries, utilisé depuis la nuit des temps pour des petites applications mobiles ou fixes, et qui pourrait être utilisé pour soutenir le réseau de distribution.

Son utilisation pour du stockage de masse pose problèmes, en regard des quantités extraordinaires d'énergie à manipuler.

( Pour stocker 1 TWh d'énergie il faut 10 000 tonnes de batteries en utilisant une technologie de 100 Wh/kg ).

Cette troisième solution n'est pas plus brillante que les deux autres.

Il se profile donc un temps où, durant les périodes où le vent, le Soleil, ou la pluviométrie feront défaut, l'électricité du réseau sera distribuée avec parcimonie.

Ce n'est pas une surprise, mais encore faudrait-il s'y préparer.

L'équation de la transition énergétique est simple:

Pas de stockage de masse de l'énergie électrique = pas de réseau de distribution fonctionnel assurant la garantie du service public de l'électricité.

Ce qui veut dire distribution sporadique, coupures fréquentes, retour aux restrictions....

C'est pourquoi il n'est pas inutile de réfléchir à la meilleure façon de gérer individuellement cette phase difficile, qui risque de durer quelques décennies, voire devenir endémique.

Au niveau individuel, le stockage sur batterie domestique paraît réalisable, d'autant plus qu'il est déjà réalisé dans les véhicules électriques, avec des capacités diverses depuis quelques kWh jusqu'à 150 kWh, et dans les installations photovoltaïques individuelles en tampon avant l'onduleur avec ou sans autoconsommation.

Pour l'usage domestique une batterie de 10 à 20 kWh permet d'alimenter un logement pendant quelques heures, à condition que celui-ci réponde à des normes récentes d'isolation et de performances énergétiques.

De plus, dans un bâtiment à énergie positive ( Norme RT 2020 ) , la batterie domestique permet de participer à la régulation d'un réseau local de distribution.

Aujourd'hui, eu égard au coût encore exorbitant des batteries domestiques, l'application est réservée aux installations isolées du réseau et qui reçoivent leur énergie électrique d'un réseau local de panneaux solaires ou d'une petite éolienne.

Mais si, comme l'annonce l'électricien historique, les bouleversements de la transition énergétique entraînent de graves perturbations de la gestion du réseau, il deviendra nécessaire de procéder à des coupures ciblées, particulièrement en période de grands froids, ou d'étés très chauds.

La batterie domestique deviendra alors une solution, même en l'absence de panneaux solaires. Elle permettra de maintenir en fonctionnement une chaudière à gaz ou un poële à granulés, l'éclairage, les communications, le petit électroménager, l'audio-visuel et l'informatique ( travail à domicile ), voire davantage ( PAC ) selon la capacité de la batterie choisie, la puissance de l'onduleur, et celle de la PAC évidemment.

En périodes normales, cette batterie permettra d'optimiser le coût de l'énergie du réseau selon l'offre tarifaire du fournisseur d'énergie ( charger en HC )

Elle pourra également constituer un système couplé avec une éventuelle batterie de véhicule électrique.

Compte tenu des multiples possibilités offertes par les compteurs communicants ( Linky ) couplés à des gestionnaires d'énergie locaux et éventuellement des panneaux solaires, et un poste de charge pour véhicule électrique, nul doute que l'utilisation d'une batterie domestique deviendra un classique dans quelques années.

Aujourd'hui le problème ne se pose pas ( pas encore ) ; la pose d'une installation avec batterie domestique n'est donc envisagée que sous l'aspect financier, lequel est évidemment défavorable eu égard au coût excessif de la chose.

( Difficile d'amortir un investissement de 5 à 10 000 euros pour une réserve de seulement 10 à 20 kWh!).

Les applications mobilité électrique, smart grid , autoconsommation, conduisent inéluctablement au besoin d'une batterie domestique. Comme pour l'automobile, les prix baisseront lorsque le marché se développera.

On a pu penser que la batterie domestique pourrait être une seconde vie pour la batterie des véhicules électriques arrivées au terme de leur service « routier ».

En effet, la batterie au Lithium, comme toutes les batteries, voit sa capacité baisser à l'usage, plus ou moins vite selon les conditions d'utilisation ( Nombre et profondeur des cycles charge-décharge, procédures de charge, environnement thermique, etc.). En même temps que la capacité baisse, la résistance interne augmente, limitant la puissance disponible, et donc l'usage permis.

Il faut alors remplacer l'objet, selon les conditions définies dans le contrat auto, s'il y a un contrat.

Les batteries ainsi réformées peuvent encore être utilisées pendant quelques années dans des applications dont le cahier des charges est moins sévères, en particulier sur la capacité et la puissance délivrée.

L'utilisation de ces « vieilles » batteries dans les applications domestiques est donc envisageable, mais il est difficile de fonder un modèle économique sur un produit ayant été défini à partir d'un cahier des charges très différent, et dont la fiabilité ne pourra être garantie que sur une durée nécessairement réduite.

Le client domestique qui investira plusieurs milliers d'euro attendra un produit utilisable sur quinze à vingt ans, et n'est pas prêt à le remplacer au bout de quelques années seulement.

Il est vraisemblable que ce nouveau marché s'orientera plutôt vers des technologies adaptées à un cahier des charges particulier, notamment des régimes de charge-décharge moins sauvages, une gamme de température plus soft, une capacité énergétique spécifique plus faible ( Le poids est moins gênant), permettant d'utiliser des composants plus économiques, des normes de sécurité spécifiques, particulièrement pour le recyclage, et un design adapté à l'usage domestique.

Tous les fabricants de batteries ont une filière d'étude active sur ce secteur appelé à devenir une activité de base de la transition énergétique.

Aujourd'hui une batterie domestique TESLA Powerwall de 12 kWh utiles coûte environ 11 000 euro TTC avec l'onduleur, pose et raccordement compris. La garantie est de 10 ans. La puissance max est de 7 kW, ce qui correspond à un régime de 0,5 C.

Nous sommes très loin des régimes de charge/décharge supportés par les batteries de voiture, qui sont plutôt de 2 C, mais seulement sur de courtes durées.

( Certaines vont jusqu'à 5C en charge ultra rapide )

Une habitation peut se contenter d'une puissance de 4 à 7 kW pour tout alimenter, y compris une PAC en chauffage partiel ; mais seulement sur une durée de 2 heures avec une batterie de 12 kWh.

Pour tenir 24 heures ou davantage, il faut réduire la voilure et mettre une batterie plus grosse, 30 à 50 kWh. Le prix sera alors beaucoup plus élevé évidemment.

A terme ( 2030 – 2040 ? ) la batterie domestique sera l'organe de stockage d'énergie électrique commun à la station de recharge d'un véhicule électrique, au système de production d'électricité solaire (ou éolienne), à la gestion optimale de la dépense énergétique selon les grilles tarifaires, en secours lors des effacements programmés ou non, et éventuellement en soutien du réseau pour de courtes périodes.

Cette application devient quasiment obligatoire dans le contexte de la nouvelle norme RT 2020 entrée en vigueur cette année.

Nous aurons donc l'occasion d'en reparler.

 

 

 

 

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30 janvier 2021 6 30 /01 /janvier /2021 09:33

30 Janvier 2021

La COP 26 se tiendra à Glasgow du 1er au 12 Novembre 2021.

26 années se sont donc écoulées depuis le déclenchement solennel de la lutte mondiale contre le réchauffement climatique, l'ennemi principal étant le dioxyde de Carbone émis lors de la combustion des énergies fossiles.

Il s'agissait donc de renoncer à ces sources d'énergie au profit des sources renouvelables décarbonées ou à carbone recyclable.

Mieux qu'un long discours, le tableau suivant résume la situation après trois décennies d'un combat acharné contre la suprématie écrasante des combustibles fossiles :

La lutte contre le CO2 : Constat d'échec, que faire maintenant ?

En 1995, la consommation mondiale de fossiles était de 33 000 TWh. Elle est passée à 51 000 TWh en 2018, soit une augmentation de près de 55% !!!

On ne parle même plus d'augmentation, mais de raz-de-marée.

Ce triste résultat est extrêmement alarmant car il révèle l'inefficacité d'une politique de communication promue par l'organisme officiel international ( GIEC ) et les Etats (COP ) dépourvus de tout pouvoir sur la marche du Monde et impuissants à faire bouger les lignes.

L'appétit mondial d'énergie n'est pas près de s'arrêter. l'AIE prévoit une demande en hausse de 45 % à l'horizon 2030...Il ne faut donc pas compter sur une baisse spontanée de la consommation pour ralentir la hausse du taux de CO2.

Au fait, où en est-il ce CO2 ?

Le tableau suivant présente la croissance du taux de CO2 atmosphérique tel que mesuré à l'observatoire du Mauna Loa.

La lutte contre le CO2 : Constat d'échec, que faire maintenant ?

A l'évidence cette courbe suffit à démontrer qu'une phase explosive est sur le point de s'enclencher.

La corrélation de la courbe d'évolution de la température atmosphérique avec les deux courbes précédentes clôt le débat :

La lutte contre le CO2 : Constat d'échec, que faire maintenant ?

Selon les relevés moyennés de HadCRUT , NOAA, GISTEMP, etc, la température moyenne de la basse Atmosphère s'est élevée de 1 K depuis 1975 selon une variation continue, qui ne donne aucun signe de ralentissement.

Cette élévation de température de 1 K ne représente encore « que » 3,3 millièmes de la température thermodynamique de l'Atmosphère, qui est de 300 K .

Malgré cette « faible » variation, on constate déjà des effets dont les conséquences laissent imaginer ce que pourrait être la situation avec une augmentation de température de un centième …

Les moyens mis en œuvre depuis un quart de siècle ont donc été impuissants à juguler la croissance des émissions anthropiques de CO2.

Pas plus d'ailleurs que les autres gaz à effet de serre, dont le rôle a peut-être été sous-estimé.

Se pose alors la question de décider si l'on persiste dans cette voie, encore pour un autre quart de siècle, ce qui revient à reporter le problème sur nos descendants, ou si l'on envisage une autre approche du problème.

Au rythme actuel de dégradation des conditions climatiques liées aux énergies fossiles, chaque décennie écoulée rend la tâche encore plus difficile.

Le mode actuel de civilisation* énergivore se semble pas en voie d'être remis en cause.

* Ce mode établit la notion de bonheur des peuples sur le développement de la technologie, laquelle ne peut s'épanouir que grâce à l'énergie.

Les perspectives d'augmentation des populations et d'amélioration du niveau de vie dans les régions défavorisées ne sont pas davantage remises en cause, ; il en résultera un accroissement considérable de la demande d'énergie, qui se portera sur les fossiles tant que les renouvelables ne seront pas disponibles en quantités suffisantes, ce qui ne va pas dans le sens d'une réduction des émissions de CO2.

La solution de facilité, celle qui est appliquée aujourd'hui, est le « laisser aller » ; même si les intentions sont autres, elles demeurent surtout exprimées sous forme d'exhortations, voire de menaces, de planifications toujours reportées à une date ultérieure ; en pratique il ne se passe rien ou presque, la grosse machine des fossiles s'impose sans rencontrer d'adversaire sérieux .

Les courbes sont claires : la croissance des fossiles demeure très supérieure à celle des renouvelables, accentuant ainsi leur suprématie.

Pire même, les promesses d'exploitation des zones arctiques rendues accessibles par la fonte des glaces laissent présager une extension des réserves fossiles pour une période indéterminée.

( Sans parler des éventuelles sources d'hydrocarbures abiotiques alléguées par certains chercheurs, mais ceci est une autre histoire ).

Face à l'ogre fossile qui refuse de mourir, l'hydroélectrique peine à trouver des sites favorables, les plus appropriés sont protégés au nom du respect de l'environnement ; le solaire et l'éolien se voient contester l'occupation du sol ou du littoral dans les zones à forte population ; quant au nucléaire, il est fortement contesté par ceux-là même qui exigent l'abandon des fossiles...

La biomasse, solide ou liquide, ne convient pas pour les quantités d'énergie considérables exigées par notre société énergivore, et les bio carburants de troisième génération, les seuls acceptables, sont demeurés dans les cartons.

Il est vrai que, passer du mode pétrole-gaz-charbon au mode Soleil-vent- eau- biomasse, c'est beaucoup plus qu'une affaire d'énergéticiens.

C'est une révolution technologique et sociale à laquelle ne pourra échapper aucun secteur de notre civilisation « moderne ».

Face à l'ampleur de la tâche, le monde est en état de sidération. Certes des actions sont menées pour le développement des renouvelables, mais désormais sans espoir d'éviter un réchauffement devenu inéluctable. Il ne s'agit plus d'inverser la courbe de croissance du CO2, mais de tenter d'éviter le pire.

Même alors, l'inertie de l'Atmosphère n'empêchera pas la température de croître suffisamment pour créer des conditions catastrophiques dans certaines régions de la planète, avec les conséquences largement décrites depuis plus de vingt-cinq ans.

Une nouvelle urgence doit désormais être prise en compte, celle de la gestion des conséquences de cette élévation de la température.

Attendrons-nous encore vingt-cinq ans pour commencer ce nouveau chantier ?

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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19 janvier 2021 2 19 /01 /janvier /2021 19:03

 

 

Les réacteurs nucléaires au-delà de quarante ans, j'y vais ou j'y vais pas, that is the question.

 

19 Janvier 2021

 

Le parc nucléaire français comprend 57 réacteurs, après l'arrêt des deux chaudières de Fessenheim.

La plupart de ces installations ont été conçues selon les critères de sûreté et de sécurité en vigueur avant les catastrophes de Tchernobyl et Fukushima qui ont mis en évidence l'insuffisance de ces critères, et donc la vulnérabilité des installations existantes construites selon des règles aujourd'hui obsolètes.

Ce constat inquiétant se traduit par la nécessité d'apporter aux centrales existantes des améliorations pour hausser très significativement leur niveau de sûreté pour se conformer, dans la mesure du possible, aux nouveaux critères.

Le « dans la mesure du possible » signifie que certaines installations pourraient se voir mises à l'arrêt si les nouvelles règles de sûreté leurs sont inapplicables, quelle qu'en soit la raison ( Coût de mise à niveau trop élevé, impossibilité technique, ou décision de justice ) .

A ce problème générique touchant l'ensemble du parc, vient s'ajouter la vétusté d'une partie des tranches, celles qui approchent de la quatrième grande visite décennale.

Ceci concerne aujourd'hui la première génération ( CPO et CPY , de 910 MW ) représentée par 32 réacteurs qui produisent près de 45% de l'électricité nucléaire, soit environ 200 TWh sur la base d'un facteur de charge de 0,8.

Lors de la conception d'un réacteur, il n'est pas fixé de limite à sa durée d'exploitation ; l'ordre de grandeur de 40 ans cité ici et là n'est pas contractuel, il est plutôt en rapport avec la durée estimée de l'amortissement ; l'état réel des installations est évalué « in situ » au cours des visites décennales, et c'est à partir de ce constat que la décision est prise d'arrêter ou de poursuivre l'exploitation pour encore dix ans.

La plupart des pièces d'un réacteur sont remplaçables, et elles le sont lorsque les inspections régulières l'estiment nécessaire. Les seules pièces dont le remplacement n'est pas envisageables sont conçues avec des marges de sécurité très larges, il s'agit essentiellement de la cuve pour laquelle le principe d'exclusion de rupture a été retenu.

( A tort, comme l'ont démontré les catastrophes de Tchernobyl et Fukushima ).

La sécurité repose sur une surveillance constante de tous les éléments d'une tranche, y compris la cuve, l'état général étant évalué au cours des grandes visites décennales.

C'est l' ASN ( Autorité de Sûreté Nucléaire ) qui délivre, ou pas, l'autorisation de continuer l'exploitation sous condition d'effectuer les éventuels travaux de correction des défauts relevés.

Même si la durée initialement indiquée de 40 ans n'est pas un couperet, les évolutions technologiques ont été telles depuis quarante ans, et le REX ( Retour d'EXpérience ) a apporté tant d'informations sur l'évolution des matériaux, leur tenue aux diverses contraintes, la survenue d'accidents jugés improbables à l'époque de la conception, qu'il est devenu indispensable de reconsidérer les risques sur ces vieilles centrales à l'aune des connaissances actuelles.

La question se pose donc d'évaluer, avec les critères de sécurité d'aujourd'hui, la fiabilité des installations conçues il y a plusieurs décennies, et de décider l'arrêt ou la poursuite de l'exploitation au-delà de la quatrième visite décennale selon la possibilité de travaux de mise aux normes de sécurité post Fukushima.

Sur les 32 réacteurs des premières générations ( CPO et CPY ) de 910 W, la moitié environ ont atteint le terme de leur quatrième grande visite décennale après quarante ans de service.

Les autres suivront évidemment au prorata du temps passé.

Tchernobyl ( 1986 ) et Fukushima ( 2011 ) ont bouleversé ces critères de sécurité ; les centrales nucléaires conçues avant ces catastrophes l'ont été avec des critères moins sévères, notamment sur le risque de rupture de cuve, et donc sur les dispositifs de contrôle du corium, l'épaisseur du radier, le système d'ennoyage du cœur, et bien sûr la piscine, l'enceinte de confinement, la protection contre le feu de Zirconium, et contre les agressions extérieures, les alimentations électriques de secours, les inondations, les séismes, les piscines, et toutes choses qui sont aujourd'hui le cœur de la conception de la sécurité.

Depuis 2011, l'ASN et EDF ont travaillé sur la possible remise à niveau des vieilles centrales dans l'éventualité d'une prolongation au-delà des quarante ans de leur exploitation.

Voici le résumé des conclusions de ces concertations :

«  Compte tenu des échanges entretenus avec EDF depuis 2013,

« l'ASN considère que l'ensemble des dispositions prévues par EDF et celles qu'elle prescrit ouvrent la perspective d'une poursuite de fonctionnement des réacteurs de 900 MW pour les dix ans suivant leur quatrième réexamen périodique « 

voir :

https://www.asn.fr/Reglementer/Participation-du-public/Installations-nucleaires-et-transport-de-substances-radioactives/Participations-du-public-en-cours/Conditions-de-la-poursuite-de-fonctionnement-des-reacteurs-de-900-MWe-au-dela-de-40-ans

Par ailleurs, le PPE prévoit une réduction à 50% de la part de l'électronucléaire dans la production l'électricité ; EDF propose une liste de 14 réacteurs qui pourront être arrêtés d'ici 2035. Il s'agit évidemment de réacteurs de 910 MW, ce qui entraînera une baisse de production de 100 TWh environ.

Quoi qu'il en soit, qu'il s'agisse de réduire la production nucléaire pour se conformer au PPE, ou bien d'arrêter des réacteurs devenus non conformes aux nouvelles règles de sûreté, il y aura un trou de 100 TWh dans la production.

(Et bien davantage si d'autres réacteurs sont réformés par anticipation pour cause de non conformité).

Ce trou devra évidemment être compensé puisque le PPE n'envisage pas de mettre les consommateurs à la diète.

Dans l'hypothèse du scénario idéal, la baisse de production due à l'arrêt des réacteurs sera bien sûr compensée par la production des renouvelables solaire et éolienne qui auront atteint sans coup férir le niveau requis et au-delà.

Il s'agit d'un scénario idéal, dont l'exécution conditionne la réduction du nucléaire.

En clair, la production nucléaire ne sera réduite qu'au prorata de l'augmentation de la production des renouvelables.

( Il n'est pas précisé si cet apport proviendra d'une production nationale ou d'importations ).

Ce beau raisonnement sera plus ou moins bancal selon le niveau de la consommation intérieure, au sujet de laquelle personne n'est d'accord.

Aujourd'hui la consommation finale d'électricité est de 480 TWh environ, auxquels il y aurait lieu d'ajouter l'autoconsommation, très faible aujourd'hui.

L'évolution de cette consommation au cours des deux prochaines décennies fait l'objet de multiples prévisions selon les hypothèses retenues en matière de croissance économique, de croissance du nombre de ménages et de leur niveau de vie, d'amélioration de l'efficacité énergétique, de la réussite du programme de bâtiments à énergie positive, du développement de l'électro mobilité, des pompes à chaleur, de l'autoconsommation, du basculement vers l'électricité de certaines applications utilisant aujourd'hui des combustibles fossiles, etc.

Selon les valeurs retenues pour ces différents facteurs, les prévisionnistes annoncent des taux de croissance de la consommation électrique variant entre – 1,5% et + 1,5% par an.

Ce qui correspond à une consommation interne de 300 ou 600 TWh en 2040 !!!

Il est clair que les raisonnements d'aujourd'hui sur les besoins énergétiques de demain sont construits sur des hypothèses que personne ne maîtrise.

C'est un pari sur l'avenir et, comme tout pari, il comporte un risque. Il faut donc garder en réserve une solution de secours.

Arrêter des réacteurs nucléaires, c'est bien, mais à condition de na pas mettre les clients en panne.

Dans ce cas, la loi sur les règles de l'obligation du service public de l'électricité, toujours en vigueur heureusement, ferait obligation à RTE d'acheter de l'électricité sur le souk à un prix exorbitant et d'origine incontrôlable ( La part des fossiles est encore de 40% dans la production européenne d'électricité).

Conscient des aléas du développement des énergies renouvelables, et de l'épée de Damoclès qui menace les vieux réacteurs, EDF a préparé une solution de rechange consistant en un programme de construction de six réacteurs EPR2 dont le coût est estimé à 46 Milliards d'euro.

Sur la question de savoir s'il faut conserver les vieux réacteurs rafistolés à la sauce post-Fukushima, ou les éliminer par précaution, même s'ils fournissent encore un courant de bon aloi, l'incertitude règne.

Le principe de précaution est une arme à double tranchant.

Dans ce cas précis il a été décidé dans un premier temps de demander au peuple ce qu'il en pense.

Cette très démocratique démarche aura au moins le mérite de diluer la responsabilité en y incorporant le peuple, sur lequel on pourra faire reposer la responsabilité au cas ou cela tournerait mal.

Le contenu de la consultation de l'ASN ne porte que sur la prolongation, ou non, de l'exploitation des réacteurs de génération CP0 et CPY de 910 MW après mise en œuvre des mesures proposées par EDF et l'ASN.

Les sujets de la politique électronucléaire en général, ou du projet de construction de six réacteurs EPR2, ne sont pas abordés, pas plus que le remplacement, ou pas, de la baisse de production en cas d'arrêt des réacteurs en cause.

Il s'agit donc d'une consultation cosmétique dont l'issue ne saurait être autre chose qu'un recueil d'opinions pour ou contre le nucléaire.

Pourquoi alors ne pas recourir plutôt à un référendum ?

Pour savoir à quelle sauce nous allons être mangés, il faudra attendre de connaître le contenu final du projet Hercule de réorganisation de EDF, le sort qui sera réservé à l'ASN, à la loi sur la garantie du service public de l'électricité, et à la participation de l'Etat dans le pôle nucléaire et l'hydroélectrique.

Il serait curieux que le PPE se sorte de cette tourmente sans de profonds remaniements...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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12 janvier 2021 2 12 /01 /janvier /2021 15:10

 

 

Branle-bas de combat chez RTE, kW en péril, mettez vos gilets.

12 Janvier 2021

La production française d'électricité ( 530 TWh ) est décarbonée à 95% :

75 % Electronucléaire, et 20% Eolien, Solaire, Hydroélectrique, et thermique à biomasse et biogaz.

Dans cette configuration, cette production satisfait aux conditions imposées dans le cadre de la lutte contre les émissions de CO2.

Elle satisfait également aux recommandations de l'IEA ( International Energy Agency ) rappelées dans le SDS ( Sustenable Development Scenario ) « ETP ( Energy Technology Perspectives ) 2017 Report » .

Il est précisé dans ce rapport que, compte tenu de l'état mondial du développement des énergies renouvelables, les objectifs pour la réduction des émissions de CO2 ne pourront pas être tenus sans une croissance significative de la production d'électricité nucléaire.

Mais en France, le nucléaire n'a plus la cote, non sans d'excellentes raisons.

Exit donc les fossiles à cause du CO2, et le nucléaire à cause de Tchernobyl et Fukushima.

Dans la production d'électricité en France la part des fossiles est déjà très réduite, environ 5%, qui seront progressivement convertis au biogaz et à la biomasse.

Il « reste » donc à convertir les 75% de production nucléaire en renouvelables, soit 400 TWh environ.

C'est une quantité énorme d'énergie.

La part de l'électricité renouvelable est de 20% aujourd'hui, soit 110 TWh.

Passer de 110 TWh à 530 TWh représente un saut technologique que l'on aurait tort de sous-estimer.

Par ailleurs, s'imaginer qu'une partie de la solution sera dans la réduction drastique de la consommation d'électricité, risque de conduire à de grosses désillusions.

Même si l'attrait pour les énergies vertes Solaire, Eolienne, Hydraulique, géothermique, est parfaitement justifié, leur développement au niveau du remplacement des fossiles et du nucléaire prendra plusieurs décennies durant lesquelles il faudra bien continuer à produire de l'électricité.

Durant cette période de transition, nous devrons assurer le raccordement avec les fossiles ou le nucléaire, probablement les deux.

La stratégie choisie découlera de deux facteurs dont l'évolution comporte un fort taux d'incertitude :

Le premier est la valeur effective du gradient de réchauffement de l'Atmosphère, et de ses conséquences. La sévérité des mesures de mitigation dépendront de ce facteur qui n'est évidemment pas sous contrôle.

Le second sera le gradient de montée en puissance des énergies vertes de remplacement que nous serons capables d'assurer.

Ici nous ne parlons pas des prévisions papier, mais de la réalité du terrain :

 

Les appels d'offres pour la construction de parcs éoliens offshore ont été lancés en 2011, et dix ans plus tard, il n'existe encore aucune éolienne offshore en production.

A ce rythme on imagine sans peine le temps qu'il faudra pour atteindre les objectifs de la transition énergétique !!

Face à des perspectives aussi incertaines, le bon sens conduit à préserver l'existant tant que les solutions de remplacement ne sont pas encore disponibles.

En France, l'existant est l'électronucléaire; il nous faut donc maintenir le nucléaire aussi longtemps qu'il faudra, avec une réduction progressive de ses capacités de production selon les possibilités des ENR.

Le principe de cette stratégie n'est pas contesté ( on ne voit pas très bien comment faire autrement ! ) ; par contre, le calendrier est l'objet de farouches affrontements.

Le point clé de ce calendrier est évidemment la date ( car il faut bien fixer une date, sauf à bavarder dans le vide ) à laquelle la part de la production nucléaire sera ramenée à 50% de la production totale d'électricité.

Cette date, dont dépend l'ensemble du PPE, est bien sûr le point à partir duquel sera décidée la stratégie industrielle pour les trois ou quatre prochaines décennies.

Les valeurs glissantes proposées au fil du temps, et des gouvernements successifs ( 2025, 2035, …) traduisent l'impossibilité pour l'Etat à maîtriser ce type de projet qui doit s'inscrire dans la continuité sur plusieurs décennies, alors que la visibilité « politique » n'est que de cinq ans, avec seulement trois ans de marge de manoeuvre.

Il en résulte que le, ou les, énergéticiens français redevables de l'obligation de service public de l'électricité, ne savent plus à quels saints se vouer et tirent le signal d'alarme pour tenter d'obtenir un peu plus de cohérence dans ce qui commence à ressembler au souk de Marrakech.

En effet, si l'Homme politique peut être vague dans ses annonces sans créer de catastrophe, l'industriel énergéticien a besoin de certitudes pour fournir de l'électricité sans mettre le pays en panne.

En politique, le principe général, qui a quasiment force de Loi aujourd'hui, consiste à reporter les décisions critiques sur le prochain quinquennat ce qui, compte tenu de la lenteur des procédures et de la faible durée des gouvernements, revient à ne jamais rien décider du tout.

Devant l'absence de consistance des projets de développements industriels pour la transition énergétique, RTE, chargé du réseau et de son exploitation, pressent d'importants problèmes dans les prochaines années et tâche de boucher les voies d'eau.

Et des voies d'eau, il y en a :

Jusqu'à présent la production nucléaire, stable et largement disponible, permettait le luxe de fournir au pays la puissance appelée par les consommateurs, quelle que soit cette demande et quel que soit le moment. Le nucléaire, et le thermique, suffisaient avec l'appoint de l'Hydraulique à fournir au réseau jusqu'à 100 GW de puissance, ce qui autorisait le passage des pics de consommation sans trop de difficultés.

Cette heureuse époque est révolue.

Le parc nucléaire est vieillissant, sa production baisse à cause d'une maintenance plus exigeante ; d'autre part la pression de l'opinion exige la fermeture des plus vielles centrales, d'abord Fessenheim fermée en 2020, qui sera suivie bientôt de quatorze autres INB ( Installations Nucléaires de Base ).

La production nucléaire sera ainsi amputée de 20% sans perspectives claires de remplacement ; EDF tient en réserve un projet de construction de six EPR génération 2, mais projet non encore approuvé et probablement violemment contesté par les opposants. Classiquement la décision est reportée au prochain quinquennat...

Ces 100 TWh de remplacement devront être remplacés par la même quantité d'énergie en version verte évidemment, solaire, éolienne, hydraulique, ou thermique à biogaz ou biomasse.

Ou nucléaire si le prochain président en décide ainsi.

En bref, aujourd'hui on ne sait rien...

Mais ce n'est pas tout.

Si la solution nucléaire est écartée, les 100 TWh requis devront être produits en grande majorité par des sources intermittentes solaire, hydraulique, éolien. Cette production sporadique ne pourra être intégrée au réseau que s'il existe les moyens de compensation de l'intermittence. Inutile de préciser que ces moyens n'existent pas et qu'aucun projet n'est encore identifié.

Cette situation d'indécision structurelle bloque toute visibilité sur l'évolution future du parc de production électrique.

Il faut donc s'attendre à un avis de grand frais sur les fournitures d'électricité.

Pour tâcher de limiter les dégâts et d'éviter les coupures de courant impromptues à cause d'un réseau devenu incontrôlable, il est essentiel de prendre des mesures préventives pour faire au mieux avec les moyens existants car nous entrons dans une ère de parcimonie.

La première chose à faire sera d'améliorer la gestion du réseau en y introduisant une dose suffisante de contrôle pour en maîtriser les fluctuations de la puissance appelée.

En effet, aujourd'hui le réseau fonctionne sur le principe du guichet ouvert : le consommateur peut appeler n'importe quelle puissance à n'importe quel moment dans la limite de son abonnement ; il appartient au gestionnaire RTE d'injecter dans le réseau suffisamment de puissance pour satisfaire la demande globale.

Il est évident que ce système ne peut fonctionner que si le gestionnaire RTE dispose d'un assez large excédent de puissance disponible pour répondre aux demandes les plus extravagantes.

Par exemple, pour une puissance réseau moyenne de 60 GW, les pics de puissance appelée atteignent parfois jusqu'à 100 GW, que l'on ne peut satisfaire qu'avec un parc de production surdimensionné, non intermittent et pilotable.

Or le futur parc de production ne sera ni surdimensionné, ni pilotable, et il sera intermittent.

Le système de distribution à guichet ouvert doit donc être abandonné au profit d'un système inverse, dont le principe est l'adaptation de la demande à l'offre.

C'est une révolution copernicienne que les consommateurs n'accepteront qu'avec difficulté et il faut s'attendre à une opposition auprès de laquelle la « révolte » anti Linky n'est qu'une aimable bronca.

Pour mettre en œuvre ce nouveau concept il est nécessaire d'entretenir un dialogue avec chaque consommateur pour négocier les conditions particulières de chaque installation. Le compteur Linky est l'organe prévu pour gérer cette nouvelle application qui doit être implémentée à partir de 2022.

Ce nouveau compteur est la première étape de ce changement de « philosophie énergétique » qui devrait être généralisée à l'horizon 2030.

La première étape de ce programme de « rééducation » du consommateur sera une campagne de sensibilisation au problème.

D'abord introduire la contrainte liée à la limitation de la puissance disponible pour alimenter le réseau : La disponibilité de cette puissance sera remise en question à cause du remplacement des installations de production de base par des installations de production intermittentes dépendant des conditions météo ; la demande devra être adaptée à la puissance disponible à un moment donné ; comment cette adaptation peut être réalisée sans pénaliser les consommateurs ; pourquoi les consommateurs devront accepter une discipline dans la gestion de leur consommation électrique ; quelles types de contraintes seront à envisager, quels aménagements seront nécessaires pour en tenir compte ; quelles compensations tarifaires sont prévues pour inciter l'abonné à coopérer au succès de l'opération.

L'étape suivante, complémentaire, aura pour but de concilier les préoccupations à court terme des consommateurs avec les nécessités incontournables de l'évolution technologique imposée par la transition énergétique.

Des décennies de bons et loyaux services du fournisseur historique d'énergie électrique ont conforté à juste titre les usagers dans leur exigence du maintien de la qualité du service public de l'électricité, qui est perçu dès lors comme un « avantage acquis » qui ne saurait être remis en question.

Aujourd'hui, pour un abonné, les prérogatives du fournisseur d'énergie s'arrêtent au compteur et se bornent à compter l'énergie absorbée et à limiter la puissance instantanée soutirée à la valeur correspondant à son abonnement. La façon dont cette énergie est utilisée, les usages de destination, les horaires, sont considérés comme données privées qui, à ce titre, doivent demeurer confidentielles.

Or la gestion du réseau dans le but de lisser les fluctuations de la demande globale de puissance ne peut être réalisée qu'en effectuant un arbitrage entre les différents « cluster » de soutirage, et les différentes applications, ce qui suppose une capacité d'intervention du fournisseur sur certaines zones de l'installation privée. Même si cette procédure est négociée avec l'abonné, elle sera ressentie comme une intrusion.

Des démonstrateurs existent déjà pour justifier certains choix et mesurer l'efficacité des différents types d'applications « smart grid ». Le déploiement du système s'effectuera dans le cadre de la RT 2020 qui entre en vigueur en ce début d'année 2021.

Le succès d'une telle opération dépendra essentiellement de la coopération des usagers, dont la participation sera négociée et non imposée.

Un important travail de communication sera nécessaire pour « vendre » ce nouveau concept aux usagers,

En attendant la mise en œuvre de ce nouveau système, il faudra gérer une période d'incertitude sur la baisse de production des vieilles centrales nucléaires, le retard du démarrage du réacteur EPR de Flamanville, le retard considérable de la construction des parcs éoliens offshore de la côte Atlantique, le retard, ou l'annulation, du projet de six réacteurs EPR2, et l'absence de projet d'envergure d'installations de stockage tampon pour compenser l'intermittence des renouvelables.

RTE a d'ores et déjà lancé un préavis de possibilité de coupures ciblées durant la période Février 2021 en raison de la baisse de disponibilité du parc nucléaire due à un décalage des périodes de maintenance pour indisponibilité des équipes désorganisées par l'épidémie en cours.

Un dispositif coopératif baptisé Ecowatt est mis en place pour demander aux usagers volontaires de réduire leur consommation en fonction des avis prévisionnels de faiblesse du réseau.

https://www.rte-france.com/actualites/ecowatt-dispositif-eco-citoyen-pour-mieux-comprendre-lactualite

Les temps sont donc venus pour les citoyens de participer activement à la transition énergétique. Les nouvelles énergies ne nous seront pas données sans effort.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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7 décembre 2020 1 07 /12 /décembre /2020 12:22

 

La fin du Gaz naturel, un boulevard pour le Nucléaire ?

07 Décembre 2020

La France a pris des engagements solennels pour une politique volontariste et ambitieuse de réduction programmée de ses émissions de CO2 fossile.

Mais, comme disait le regretté Bourvil :

« Le dire, c'est bien ; mais le faire, c'est mieux... »

En matière de réalisations concrètes, les promesses, les engagements, les incantations, sont inopérantes.

Aucun « deus ex machina » ne s'étant présenté pour accomplir les vœux présidentiels, nos émissions de CO2 n'ont donc pas diminué comme on l'aurait souhaité.

Le Gouvernement actuel ( après bien d'autres ), n'est pas content car son image de champion le la lutte contre le CO2 se trouve ternie.

Il lui faut donc agir.

Mais comment ?

Aujourd'hui notre consommation d'énergie finale ( 154 Mtep ) est encore alimentée à 64 % par les fossiles.

( Ref : Statistiques Dev.Durable.gouv / Ed 2019 ).

Cette proportion n'a que peu varié au cours de la dernière décennie, malgré le programme de lutte contre les émissions de CO2.

Le nucléaire représente encore 24% de cette consommation finale, les énergies renouvelables se contentant d'une maigre part de 14 %, dont la moitié est fournie par la biomasse (bois énergie et biogaz) émettrice de Carbone certes recyclable, mais avec un délai de plusieurs décennies, ce qui s'appelle botter en touche.

La montée en puissance des énergies renouvelables éolienne, solaire, et biomasse a tout juste compensé la baisse de la production nucléaire, et l'hydroélectrique a stagné faute de nouvelles mises en services.

Cette consommation finale de 154 Mtep est demeurée à peu près stable depuis deux décennies, malgré les programmes d'incitation aux économies d'énergie.

Le programme d'isolation thermique des bâtiments n'a été suivi que mollement, sans les effets attendus sur la demande d'énergie, qui a finalement peu baissé.

Le boom de la voiture électrique se fait toujours attendre, les prix et le manque d'infrastructures demeurent un obstacle à l'expansion de ce marché.

La tentative de dissuasion par la taxe carbone a mis le peuple dans la rue, la casquette de pollueur payeur n'étant pas du goût du consommateur.

( ce même consommateur ayant considéré que la CSPE est déjà une contribution suffisante ).

Pour sortir de cette atonie, il faut plus que des incitations, il faut de la dissuasion.

C'est du moins le levier que le gouvernement tente d'utiliser.

Pour réduire la consommation des produits pétroliers, le basculement sur la mobilité électrique a été choisi ; ce qui permettra d'une part une grande amélioration de l'efficacité énergétique, et d'autre part l'élimination radicale des émissions de CO2, du moins si l'on néglige l'énergie grise de la filière.

Les nouvelles procédures d'homologation des véhicules, beaucoup plus conformes à l'usage réel, permettent désormais une mesure fiable des émissions de CO2 de chaque modèle. Il suffit alors de fixer des valeurs maximales dissuasives pour favoriser le basculement vers l'électrique.

C'est du moins ainsi que l'Etat envisage les choses, mais certaines réalités sont susceptibles d'entraver ce beau programme, comme le manque d'infrastructures de charge rapide par exemple, et l'essoufflement du système de prime à l'achat, qui commence à coûter cher et constitue une distorsion de concurrence.

Pour l'énergie consommée dans les bâtiments, une démarche similaire sera mise en œuvre dans la RT 2020, en plus sévère puisqu'il s'agit ni plus ni moins que de produire plus d'énergie que nécessaire (Bâtiments à énergie positive, BEPOS).

C'est évidemment un remède radical au gaspillage énergétique !

Cette purge énergétique (très théorique pour l'instant) résoudrait évidemment le problème des émissions de CO2 , mais vu le succès de la RT 2012 on peut se demander si le millésime 2020 aura plus de chance...

Imposer au consommateur des performances énergétiques de pointe et lui demander de fabriquer son énergie lui-même, il fallait y penser...

D'ailleurs le Gouvernement lui-même n'y croit pas trop puisqu'il complète la RT 2020 par une clause d'émissions max de CO2 tellement sévère que le chauffage au Gaz sera quasiment impossible dans le futur proche (2024) pour les bâtiments neufs.

Puisque les BEPOS sont pour un avenir encore lointain ( trop cher, mon fils...) et que le Gaz va être quasi interdit, qu'est-ce qu'il nous reste ?

L'électricité.

Et voici venir le règne des pompes à chaleur, seules en odeur de sainteté dans ce monde de parcimonie.

Ces instruments permettent effectivemen, sous certaines conditions, de diviser par deux ou trois la quantité d'énergie nécessaire au chauffage d'un bâtiment donné, dans une région au climat tempéré. Si les hivers sont rudes ( températures durablement négatives, givre,..) un chauffage d'appoint est nécessaire, au bois par exemple, ou conventionnel à l'électricité.

Malgré quelques inconvénients, la PAC apporte deux avantages considérables :

Elle divise par deux ou trois la consommation d'énergie de chauffage.

Elle n'émet aucun polluant ( à condition d'accepter une certaine nuisance sonore pour les PAC air/eau).

Par contre, son usage dans des bâtiments mal isolés thermiquement et/ou dépourvus de moyens de production électrique propres ( panneaux solaires, batteries de stockage ) entraînera un accroissement important de la demande électrique sur le réseau.

Le développement de la voiture électrique et des pompes à chaleur permettra certes de réduire significativement les émissions de CO2, mais au prix d'un accroissement important de la demande électrique sur le réseau, et ceci au moment où la part de la production électronucléaire est programmée à la baisse.

Il faudra donc demander aux énergies renouvelables de compenser à la fois la demande supplémentaire des voitures électriques et des pompes à chaleur, et la baisse de la production nucléaire telle qu'elle est programmée aujourd'hui.

Avec le défi supplémentaire créé par le remplacement d'une production de base pilotable par une production intermittente pour laquelle il n'existe encore aucun moyen de stockage tampon.

Cette accumulation d'obstacles plaide en faveur du maintien de la part de production électronucléaire à un niveau d'au moins 50 % de la production électrique pendant la période de mise en place des moyens de production renouvelables, des installations de stockage de masse de l'énergie électrique, de la filière Hydrogène, de l'éolien offshore flottant, de l'aboutissement des programmes de l'électro mobilité, du retour d'expérience de la RT 2020 et du programme BEPOS, et de la part prise par l'auto production et l'auto consommation.

Ce qui nous transporte à l'horizon 2050 dans le meilleur des cas.

Dans ce contexte il serait effectivement nécessaire de construire de nouveaux réacteurs nucléaires pour remplacer les anciens qui devront être fermés durant cette période.

Certains n'hésitent pas à soupçonner EDF de fomenter cette crise du Gaz pour faire passer la pilule des six réacteurs EPR en cours de design et dont le projet a été examiné par la Cour de Comptes.

Il faut dire que, dans le cadre de «  l'Europe du green deal », le Nucléaire n'a toujours pas droit aux financements privilégiés de la Banque Européenne d'Investissements ( BEI ) car exclu de la liste des technologies labellisées durables établie par le TEG ( Technical Expert Group ) .

Le vent serait-il en train de tourner ?

Derrière ces péripéties il faut voir bien sûr l'opposition de l'Allemagne, qui a choisi d'arrêter le nucléaire, et la France qui souhaite remettre le couvert...

 

Que l'on se rassure, la fin du Gaz naturel n'est pas pour demain, pas plus en France qu'ailleurs. L'urgence mondiale est plutôt dans l'élimination du charbon et du lignite beaucoup plus polluants.

De plus le Gaz naturel peut être progressivement remplacé par du Biogaz et recevoir en mélange de l'Hydrogène renouvelable issu de l'électrolyse de l'électricité éolienne comme intermédiaire de stockage de compensation de l'intermittence.

Le Gaz fonctionne aussi très bien dans les voitures et les camions ( GNV ).

Par rapport au fuel, la combustion du GNV permet de réduire les émissions de CO2 de 30 à 40 %.

Il faudrait peut-être commencer par là...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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5 novembre 2020 4 05 /11 /novembre /2020 12:28

L’éolien offshore en France, je t’aime, moi non plus...

5 Novembre 2020

Dans la plupart des pays, l’objectif des installations éoliennes offshore est, en principe, de remplacer les installations de production d’électricité à base de combustibles fossiles émettrices de CO2.

En France il en va différemment (toujours l’exception française).

Chez nous la production d’électricité à partir des fossiles est très minoritaire, l’essentiel provient de l’électronucléaire et de l’hydraulique, qui n’émettent pas de CO2.

Notre intérêt pour l’éolien offshore se mesure alors au niveau de crédibilité de notre décision de sortir du nucléaire.

Cette décision de sortie du nucléaire n’a jamais été prise fermement, la fermeture de Fessenheim n’étant qu’un geste technique rendu nécessaire par la vétusté de cette installation dont la modernisation, et surtout la mise en conformité avec les nouvelles règles de sûreté post-Fukushima, étaient impossibles.

La seule décision claire du Gouvernement a été de demander à EDF de présenter pour 2021 (il y a donc urgence) une étude chiffrée sur la réalisation d’une série de six réacteurs nucléaires de type EPR 2 qui « seraient » destinés à remplacer une dizaine de réacteurs du parc existant, parmi les plus anciens.

Par ailleurs, EDF s’emploie à acquérir de nouveau terrains, notamment aux alentours de certaines centrales existantes.

Honni soit qui mal y pense…

Le peu d’intérêt de la France pour l’éolien offshore se lit dans le déroulement du projet des six parcs de la côte Atlantique : appels d’offres lancés en 2011, et toujours pas une seule éolienne en place près de dix ans plus tard…

A la décharge de nos décideurs, il faut reconnaître que le retrait du nucléaire serait un saut non pas dans l’inconnu, mais dans un bourbier dont les pièges sont parfaitement identifiées par les énergéticiens, lesquels ne sont pas pressés d’y choir.

Non pas des pièges financiers, on s’arrange toujours avec les sous, mais des pièges liés à l’acceptabilité des conséquences sociologiques des solutions de remplacement.

Procédons à une petite expérience de pensée :

Remplaçons le parc nucléaire par un ensemble de parcs éoliens offshore modernes :

60 GW nucléaires installés à remplacer = 51 GW utiles ( Fc = 0,85 )

51 GW utiles en éolien offshore = 127 GW installés ( Fc = 0,4 )

127 GW offshore installés = 320 Milliards d’euro ( 2,5 Millions le MW installé )

et plus de 12 700 éoliennes de 10 MW, de la hauteur de la tour Eiffel (nous avons dit modernes).

Par comparaison, l’ensemble des six parcs éoliens de la côte Atlantique ne comportera « que » 300 machines et suscite déjà des protestations vigoureuses.

Où placerions-nous les 12 400 autres ?

Cette invasion de tours Eiffel serait-t-elle suffisante pour résoudre la problème ?

Evidemment non, car une production éolienne sera dépendante du régime des vents, donc inefficace sans de grosses installations de stockage tampon de l’énergie électrique.

Ces installations n’existent pas, il faudra donc les construire ( et comment?), ce qui viendra gonfler la petite note qui passerait de 320 à 400 Milliards voire plus, et à condition de pouvoir les réaliser, ce qui n’est pas évident.

En effet, seul l’hydraulique paraît capable de compenser les fluctuations de la production renouvelable, et la France ne dispose plus de possibilités d’extension pour cette technologie.

Souvenons-nous du barrage de Sevens…

Cette petite expérience de pensée suffit à expliquer les réticences des énergéticiens à se détourner d’un moyen de production existant qui ignore les aléas de la météo, qui assure lui-même son propre stockage stratégique* réglementaire dans les barres de combustible, qui est pilotable, et qui peut assurer son service durant soixante années.

* On l’oublie toujours celui-là...

Quand au coût d’investissement, il faut comparer ce qui est comparable :

Jusqu’à aujourd’hui et selon la Cour des Comptes, le prototype de l’EPR de Flamanville nous a coûté 19 Milliards d’euro, soit 16 Millions d’euro du MW installé ( 1 600 MW ).

Mais ce prix brut doit être nuancé :

Il s’agit d’un prototype dont le développement a été chaotique, et anormalement long. En série un tel objet devrait pouvoir être construit pour 8 Milliards*, soit environ 5 Millions d’euro par MW installé, ou encore 6 Millions par MW utile puisque le facteur de charge est de 0,85 en nucléaire.

* Le coût affiché des deux EPR construits en Chine en collaboration avec EDF est de 11 Milliards, soit 5,5 Milliards l’unité. On devrait pouvoir faire la même chose en France ?

Aujourd’hui le meilleur coût en éolien offshore est d’environ 2,5 Millions / MW installé, soit 6,25 Millions / MW utiles pour un facteur de charge de 0,4.

Dans ces conditions, les CAPEX sont équivalents dans les deux technologies éolienne et nucléaire.

Par contre, la durée d’exploitation en éolien offshore n’est que de 25 à trente ans, alors qu’elle atteint 60 ans pour le nucléaire.

Et n’oublions pas que l’éolien doit être adossé à des moyens de stockage importants pour compenser les fluctuations de production dues aux variations des conditions de vent. Leur coût doit être ajouté à celui des éoliennes.

Ces comparaisons financières ne font certes pas oublier les inconvénients du nucléaire qui demeure une technologie sale, particulièrement dans le stockage des déchets hautement radioactifs à vie longue pour lesquels il n’existe pas encore de solution satisfaisante. Le report du risque de contamination sur les générations futures est une violation des principes de l’écologie bien comprise. Par ailleurs le risque d’accident majeur est aujourd’hui incontestable, Tchernobyl et Fukushima en ont apporté la preuve. L’abandon du principe d’exclusion de rupture de cuve est un progrès dans la conception des nouveaux réacteurs, mais les mesures de mitigation adoptées n’ont pas encore fait leurs preuves.

On pourrait également évoquer l’origine de l’énergie transformée en électricité : du vent gratuit pour l’éolien, alors que l’Uranium doit être obtenu de l’étranger dans des conditions géopolitiques discutables.

Ajoutons que la préparation du combustible nucléaire représente un coût qu’il faut ajouter au coût d’exploitation, de même que le coût de traitements et de stockage des déchets.

Et que dire de la vulnérabilité des installations nucléaires et des transports de matériaux sensibles, exposés aux attaques terroristes à des fins qu’on imagine sans peine…

Les qualités et les défauts de l’une et l’autre technologie sont donc connus. On peut comprendre que le choix est difficile.

D’un côté l’assurance d’une énergie électrique abondante et régulière, mais avec la nécessité d’accepter un niveau de risque à court et long terme pour nous et nos descendants.

De l’autre une énergie propre mais dont la disponibilité ne sera pas toujours au rendez-vous, ce qui demandera une discipline inhabituelle, et l’acceptation de certaines contraintes dans les usages de l’énergie.

 

L’installation des compteurs communicants ( Linky ) touche à son terme ; le réseau intelligent pourra se mettre en place ; nous verrons alors si les usagers sont prêts à accepter les inévitables contraintes imposées par la gestion parcimonieuse de l’énergie électrique que le vent et le Soleil voudront bien nous délivrer.

Le choix entre nucléaire et renouvelables pourra alors être décidé sur des bases citoyennes.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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4 novembre 2020 3 04 /11 /novembre /2020 10:37

Eolien offshore, la guerre des prix est commencée.

 

4 Novembre 2020

Il se livre en Europe du Nord un combat à mort pour la conquête du business de l’éolien offshore.

Pourquoi seulement en Europe du Nord ?

Parce que les gisements de vent et les fonds littoraux y sont beaucoup plus favorables qu’ailleurs.

Et pourquoi cet intérêt pour l’éolien offshore ?

Parce que, mis à part le nucléaire et l’hydraulique, l’éolien offshore est le seul moyen économiquement et technologiquement capable de remplacer les fossiles dans la production d’électricité, et qui le vent est gratuit.

Et pourquoi l’offshore ?

Parce l’espace y est disponible, les nuisances sont réduites, on peut y disposer des machines hautes comme la tour Eiffel sans déclencher une révolution, parce que les vents y sont forts et réguliers et donc propices à des facteurs de charge capables d’atteindre le saint graal de 50 %.

Toutes choses indispensables à l’obtention de rendements décents.

Car cette électricité, il va falloir la vendre et aujourd’hui le prix de marché se situe autour de 50 euro/MWh.

Le coût de production doit donc être notablement inférieur à 50 euro pour prendre des places sur ce marché d’une façon pérenne et donc rentable financièrement.

( Une activité fondée durablement sur les aides de l’État ne correspond à aucun modèle économique pérenne en régime libéral ).

La rentabilité d’un investissement industriel dépend d’une multitude de facteurs dont les principaux sont le capital investi, les coûts de production, les coûts d’exploitation, les revenus d’exploitation, les impôts, le loyer de l’argent, la durée d’exploitation, la valeur résiduelle de l’outil de production, etc.

Ces facteurs, et d’autres, sont soumis à des aléas qui impactent les coûts et dont il faut tenir compte dans l’actualisation.

Et des aléas, il y en a beaucoup dans l’éolien offshore qui demeure une technologie non mature et en pleine évolution :

- Les estimations météorologiques sont-elles fiables ? Le facteur de charge retenu sera-t-il au rendez-vous ? Et comment évoluera-t-il dans la durée ( 15 ans, 20 ans, 30 ans ) ?

- La technologie retenue ne sera-t-elle pas obsolète dans cinq ou dix ans ?

- La durée d’exploitation retenue ne sera-t-elle pas abrégée prématurément si l’effet des éléments marins a été sous-estimé ?

- Le coût de l’entretien du parc a-t-il été bien évalué ?

- Et qu’en sera-t-il du coût du démantèlement, ou d’un éventuel re-powering ?

- Etc.

Ces aléas sont d’autant mieux estimés que le REX (Retour d’EXpérience) est important.

L’éolien offshore est une technologie en constante évolution, le REX n’existe pas, ou très peu applicable aux nouveaux projets.

( Voir éolien offshore flottant…).

Les technologies des turbines, des systèmes de régulation, de la fabrication des pales, de la conception des systèmes d’ancrage, du raccordement électrique au réseau, de l’enfouissement, sont très évolutives et n’offrent que peu de connaissances sur le comportement dans la durée ; il y a beaucoup de plâtres à essuyer...

En France, où l’expérience de l’éolien offshore est inexistante, les premiers parcs implantés seront surtout des démonstrateurs pour lesquels les évaluations de coûts ne peuvent qu’être approximatives, ce qui justifie les précautions financières conduisant à des évaluation de coût parfois excessives nécessitant des aides financières de l’État.

Prenons l’exemple du projet de parc offshore de Saint-Nazaire :

480 MW installés, pour un coût affiché de 2,3 Milliards d’euro, soit 4,8 Millions le MW installé.

190 MW « utiles » ( Facteur de charge estimé : 0,4 ).

Production annuelle : 190 MW x 8 760 heures = 1,66 x 10 [exp 6] MWh

Au prix du marché ( 50 euro/MWh ) le chiffre d’affaire annuel serait de 83 Millions d’euro, ce qui correspond à 3,6 % du capital investi, à condition que la totalité de la production soit vendue à ce prix, ce qui n’est pas évident en cas de surproduction en période de faible demande du réseau.

D’autant plus qu’il faut également couvrir les autres dépenses : dépense d’exploitation, impôts, redevances, rémunération du capital investi, etc.

Le coût de 4,8 Millions d’euro le MW installé est donc beaucoup trop élevé par rapport à la production obtenue.

Ce projet n’est donc pas viable dans les conditions normales d’économie de marché. Il n’existe qu’en tant que démonstrateur, soutenu par un tarif de rachat garanti au niveau de 144 euro/MWh sur 17 ans, ce qui remonte le rendement à 10 %.

( le surcoût sera couvert par la taxe CSPE réglée par le consommateur ).

Pour obtenir « naturellement » le même rendement, le coût de construction ne devrait pas dépasser 1,65 Millions /MW installé.

Nous en sommes très loin.

Surtout lorsque l’on compare avec les tendances du marché, qui montrent une chute importante des coûts qui se situent dans une fourchette 2,1 à 2,9 Me / MW installé pour 2020, avec une projection vers 1,8 à 2,5 Me/ MW installé en 2025.

Source :

https://www.lemondedelenergie.com/guerre-prix-eolien-offshore/

 

Autre exemple, le consortium EDF EnR, Innogy SE, Enbridge et RTE a remporté en 2019 l’appel d’offres pour un projet offshore au large de Dunkerque portant sur 600 MW, avec un Capex de 1,4 Milliards et un prix de 50 euros / MWh .

L’investissement de départ affiché est donc de 2,33 Me / MW installé.

Le système de contrat de rachat à un tarif préférentiel a été supprimé et remplacé par un contrat de complément de rémunération ( approuvé par Bruxelles ) dont le montant est déterminé par une formule totalement opaque qui se veut plus respectueuse des deniers publics, mais manque de transparence.

Il est difficile de trouver une cohérence dans le maintien de deux projets aussi différents et contradictoires que Saint-Nazaire et Dunkerque dans leurs modes de financement, alors que les objectifs et les technologies sont les mêmes.

Il faudrait au moins s’interroger sur les raisons d’un tel écart…

On comprend certes que, pour le moment, le Gouvernement est plus préoccupé par la réorganisation du pôle de l’énergie électrique afin de tenter de garder la main sur ce secteur de plus en plus menacé par la concurrence imposée par Bruxelles. Le projet Hercule, le bien nommé, est censé mettre de l’ordre dans ce qui commence à ressembler au souk de Marrakech, mais quel charmeur de serpent saura faire rentrer l’animal dans son panier pour sauver le soldat EDF ?

Et jusqu’à quel point la production d’énergie électrique fait-elle partie des fonctions régaliennes ?

Entre un nucléaire qui bat de l’aile, un parc hydroélectrique menacé de passer à l’ennemi, un dispositif ARENH plus proche du pillage que de l’aide au développement, entre nationalisation et ouverture au marché, garantie de service public et rentabilité financière, entre la main invisible du marché et le paternalisme keynésien, on connaît certains gouvernements qui jetteraient l’éponge et laisseraient le fameux marché se débrouiller avec ce qu’il faut bien appeler un sac de nœuds.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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17 octobre 2020 6 17 /10 /octobre /2020 11:43

 

Voiture électrique, le piège de la recharge des batteries.

 

16 Octobre 2020

 

Lors de l’expansion de l’automobile, c’était il y a plus d’un siècle, les versions électriques existaient déjà mais furent balayées par les versions à moteurs thermiques qui apportaient, grâce au pétrole, une solution définitive au problème de l’autonomie et de la disponibilité du combustible.

Qu’en est-il aujourd’hui ?

Le grand tintamarre de la transition énergétique, dont les média font leurs choux gras, pourrait laisser penser que le pétrole est mort et qu’il est donc évident que l’avenir à court terme est à l’électrique.

Or, si l’on examine la situation réelle en toute objectivité, on constate plusieurs choses :

D’une part les énergies fossiles sont loin d’être mortes. Le pétrole est toujours disponible à guichets ouverts et pour un prix raisonnable, le « peak oil » ressemble davantage à une surproduction qu’à l’annonce d’une pénurie.

D’autre part, le Gaz naturel est prêt pour prendre la relève si nécessaire, pour encore de nombreuses décennies ( Voir GNV).

Ceci pour considérer l’aspect concret du problème, la réalité versus la fiction politique.

Certes, il y a les grandes envolées sur la taxe carbone, les exhortations et l’appel au civisme, la honte sur l’empreinte carbone, voire même les menaces de bannissement, mais tout cela sans efficacité car la « main invisible » du marché est là pour tempérer les ardeurs des politiques dont le principal défaut est de préférer la communication à l’action.

La meilleure preuve de l’inefficacité politique se trouve dans l’incapacité des états à simplement interdire la mise sur le marché de véhicules contrevenant outrageusement aux grands principes auxquels ces mêmes états prétendent nous convertir.

Et ce n’est pas le verdissement hypocrite des gros thermiques par une fonction électrique d’appoint pour en faire des pseudo hybrides à cours de courant au bout de quelques dizaines de km, qui changera les choses.

Nous ne parlons même pas de la surtaxe envisagée sur les véhicules de plus de 1 800 kg, qui ne fait plus rire personne.

Quant à la main invisible du marché, elle est encore là pour un bon bout de moment.

( Keynes a bien re-tenté une percée mais Adam Smith conserve ses positions. Qui saura nous sortir de ce piège?).

Les exhortations, les primes et les leçons de morale ne suffisant pas à détourner massivement les clients des voitures thermiques, et les tentatives de faire payer la taxe carbone par l’utilisateur final ayant donné le résultat que l’on sait, on ne voit plus très bien ce qui pourrait « tuer » le pétrole au profit d’une ou plusieurs solutions de rechange plus vertueuses.

Pourtant la voiture électrique à batterie (VE) fait figure d’outsider. Elle respecte les critères écologiques, à condition d’une part d’oublier l’empreinte carbone des filières batteries, terres rares, et recyclage, loin d’être négligeables, et d’autre part de ne pas être très regardant sur l’origine de l’électricité de recharge.

A ce propos il faut avoir une pensée émue pour l’écologiste convaincu qui décide d’acheter un VE pour lutter contre le CO2 qui réchauffe l’atmosphère, tout en sachant que son geste est un vote en faveur de l’atome puisque l’électricité du réseau est à 75 % nucléaire en France.

Il faut parfois savoir manger son chapeau…

(A moins qu’il existe des écologistes pro-nucléaires, allez savoir...)

En fait, la voiture électrique, même remise au goût du jour et entièrement connectée, traîne toujours les mêmes problèmes que son ancêtre du siècle dernier : l’autonomie et la recharge de la batterie.

Certes l’autonomie des VE s’est beaucoup améliorée ; la technologie des batteries, en constante progression, permet de penser que les 700 km réels ne sont plus très loin. Le prix de ces batteries baissera comme tout produit de masse qui suit sagement sa courbe d’apprentissage. C’est du moins l’avis des spécialistes.

Acceptons-en l’augure, mais encore faut-il qu’il y ait une masse et un apprentissage…

Hélas, il demeure le problème du réseau de recharge de ces batteries, qui peine à s’extraire du dilemme de la poule et de l’œuf, sans que l’on puisse entrevoir l’issue.

Les besoins en puissance de charge ont été très sous-estimés.

Nous ne parlons pas du réseau de recharge à basse puissance, qui existe déjà et sur lequel il suffit de se brancher pour avoir du courant « domestique », pour obtenir l’énergie nécessaire aux usages journaliers essentiellement citadins.

Nous parlons plutôt du réseau de charge rapide qui ouvrira les grands espaces au VE, et en particulier les autoroutes.

Une voiture à moteur thermique fait le plein de carburant en dix minutes pour une autonomie de 7 à 800 km , voire plus.

Pour faire la même chose, un VE de moyen de gamme devra embarquer une batterie d’une capacité utilisable de 100 kWh minimum. Pour recharger une telle batterie en dix minutes, il faut une puissance de 600 kW !!

Inutile de vous faire un dessin, ce n’est pas pour demain, ni même pour après-demain.

(D’ailleurs, serait-il bien raisonnable de mettre en toutes les mains un dispositif fournissant plus de 700 Ampères sous 800 V ? ).

Un tel réseau n’existe évidemment pas aujourd’hui ; les bornes dites « rapides » relativement disponibles ne dépassent pas 50 kW, soit près de deux heures pour recharger une batterie de 100 kWh !!!

On commence certes à parler des bornes de 150 kW, voire même de 350 kW, mais peu d’entre elles sont disponibles.

Par ailleurs, avec des bornes de 150 kW ( celles de demain ? ) il faudra quand même 40 minutes pour faire le plein ; bonjour l’attente si deux ou trois clients vous précèdent…

Mais ce n’est pas tout.

Le succès de la transition énergétique doit logiquement conduire à l’élimination du moteur thermique*, cette hypothèse figure d’ailleurs dans les plans.

* même avec biocarburant ou biogaz, à cause des oxydes d’azote et du très mauvais rendement du moteur thermique qui dépense trois fois plus d’énergie pour faire le même travail qu’un électrique.

Si ( lorsque ) le moteur thermique aura disparu, le parc sera alors constitué, en 2040 ou 2050 ?, de VE à batterie et/ou à Hydrogène et pile à combustible.

Dans l’hypothèse d’une répartition 50/50, il y aurait 18 Millions de batteries à recharger .

Si la moitié de ces véhicules ( 9 Millions) se branchent tout les soirs, même pour une « petite » recharge complémentaire, sur un « petit » chargeur de 6 KVA, la puissance soutirée égalera les capacités du parc de production électrique, créant un problème auprès duquel celui du chauffage électrique n’est qu’une plaisanterie.

Il y a donc un problème énergétique, qui n’est plus du ressort des fabricants d’automobiles, ni même des fabricants de batteries, mais qui doit être pris en charge par l’entité responsable de la garantie du service public de l’électricité.

Aujourd’hui on ne sait pas très bien qui sera cette fameuse entité en charge de gérer le problème de réseau capable de supporter la transition énergétique.

En France, l’ouverture du marché de l’électricité à la concurrence, dictée par Bruxelles, a créé une confusion dans la distribution des responsabilités. Le projet Hercule, qui envisage de nationaliser l’électronucléaire, réduit EDF à la portion congrue sans être très précis sur qui fera quoi en matière de gestion du réseau et de garantie de service public.

Logiquement, RTE ( Actuellement filiale de EDF ) devrait être également nationalisé car cette entité gère le réseau utilisé par tous les fournisseurs producteurs.

Le problème de la recharge des batteries de VE vient s’ajouter au problème de l’intermittence des énergies renouvelables, et à celui de la réduction drastique prévue de l’électronucléaire qui était jusqu’à présent l’ossature du parc de production grâce à son facteur de charge robuste et constant.

Il est plus que jamais urgent de mettre en œuvre le réseau de distribution intelligent si nous voulons éviter de voir revenir en force les centrales thermiques fortement émettrices de CO2.

C’est l’une des conditions du développement de la voiture électrique au-delà des usages urbains et péri-urbains, si nous voulons éviter de tomber dans la caricature en favorisant l’expansion des véhicules hybrides, qui sont des véhicules thermiques repeints en vert.

Dépenser des sous en primes à l’achat, c’est bien, mais il vaudrait peut-être mieux s’occuper de développer le réseau de charge...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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7 octobre 2020 3 07 /10 /octobre /2020 19:21

 

8 Octobre 2020

 

Le compteur Linky n’est pas dû à l’imagination diabolique de quelque ingénieur pervers à la recherche d’un instrument de torture propre à achever de rendre fou l’usager déjà soumis aux agressions des ondes de la 4G, et promis au coup de grâce de la 5G/26 GHz.

Ce nouveau compteur est simplement l’instrument qui permettra à cet usager de continuer à profiter du service 24/24 de l’électricité malgré le séisme qui secouera le monde de l’énergie électrique lors de la mise en œuvre de la transition énergétique.

Les besoins en énergie électrique sont colossaux, et ils le resteront quoiqu’en disent les prophètes de la sobriété heureuse.

Aujourd’hui la puissance injectée dans le réseau par RTE doit satisfaire la demande des usagers quelle que soit cette demande, et en particulier suivre les fluctuations résultant de l’absence de contrôle de l’utilisation de l’énergie, qui est disponible « à guichet ouvert » conformément à la garantie de service public, telle qu’elle fut définie à l’époque d’une production pilotable alimentée par les combustibles fossiles et le nucléaire.

En France par exemple, pour une puissance moyenne soutirée de 60 GW environ, on observe des pointes de consommation de 90 voir même 100 GW à certaines périodes.

Même si ces périodes sont de courtes durées, les installations de production doivent être conçues pour pouvoir satisfaire cette demande.

Cette exigence conduit à investir des sommes considérables dans des installations qui ne seront utilisées qu’une partie du temps.

Voici par exemple la composition du parc électrique français en 2018 ( Source RTE) :

63,2 GW Nucléaire

25,5 GW Hydroélectrique

18,6 GW Thermique fossiles

25,5 GW Eolien

8,5 GW Solaire

2 GW Thermique à bioénergies

Pour un total d’environ 133 GW.

Aujourd’hui, pour satisfaire les pointes de consommation de 95 GW il est nécessaire d’avoir un parc de production dont la puissance installée dépasse largement les 100 GW.

Une partie comprend les installations pilotables pouvant fournir en continu ( Nucléaire et thermique), l’autre partie englobe les intermittentes ( Eolien, Solaire et Hydroélectrique) dont la production est soumise aux caprices du climat, de la pluviométrie, des régimes de vent, et donc n’est pas forcément disponible au moment opportun.

Au prix du GW installé, on comprend qu’une baisse du pic de la demande de 10 % compensera très largement le coût d’installation du compteur Linky, que certains ont trouvé exorbitant avant même de savoir à quoi il devait servir.

L’accroissement drastique de la part des énergies renouvelables ne fera qu’aggraver la situation en ajoutant aux fluctuations actuelles de la demande les fluctuation de la production de ces énergies intermittentes, fluctuations évidemment non synchronisées.

Cette situation ne sera tout simplement pas supportable par les réseaux, qui devront recourir aux effacements lorsque la puissance disponible ne suffira pas à fournir cette demande.

Pour éviter cette situation extrême, l’effort doit porter sur trois paramètres :

D’abord bien sûr l’efficacité énergétique, dans l’objectif de limiter la croissance de la demande. Une décroissance paraît fort peu probable, compte tenu des nouvelles applications de l’électricité ( Pompes à chaleur, mobilité électrique, internet des objets, etc), du basculement vers l’électricité de certaines applications utilisant aujourd’hui des fossiles, et du mouvement de relocalisation de certaines activités évidemment consommatrices d’énergie.

Le mieux que l’on puisse espérer sera une relative stabilisation de la demande globale d’énergie électrique.

En second lieu, il faudra répondre au besoin de stockage de masse de l’énergie intermittente des renouvelables éolienne et solaire. A quoi bon faire croître ces secteurs si l’énergie produite est incontrôlable, et en grande partie perdue (énergie fatale).

Aujourd’hui, il n’existe en France métropolitaine aucun programme de construction d’installations de stockage de masse, pas plus hydraulique qu’ électrochimique.

Enfin, il faudra maîtriser les fluctuations de la puissance soutirée au réseau. Et c’est là qu’intervient le Linky.

Ce compteur communicant n’est pas une exception française, il est déployé à l’échelon du grand réseau Européen pour permettre la mise en œuvre du « réseau intelligent » indispensable à la maîtrise de la transition énergétique.

Jusqu’à présent l’énergie électrique était distribuée à guichet ouvert et avec une tolérance « bon enfant » sur la puissance appelée.

Cette situation ne résulte pas d’un comportement coupable des usagers, mais d’une situation d’abondance liée au parc électronucléaire dont les capacités ont encouragé les pouvoirs publics et EDF à promouvoir le chauffage électrique, dont la consommation est très sensible aux conditions météo, surtout dans les logements mal isolés encore très nombreux.

Cette situation ne peut plus durer sans exposer le réseau à de graves perturbations allant jusqu’au black-out.

Désormais l’abonné ne pourra plus prélever l’énergie électrique à sa convenance sans tenir compte des possibilités présentes du réseau. Il devra accepter le principe d’une télégestion intelligente dont les termes seront négociés avec son fournisseur d’électricité, et avec le distributeur ( ENEDIS en France).

La contrepartie sera dans les avantages tarifaires liés à la nature du contrat de gestion souscrit, lequel pourra être aménagé en fonction des besoins spécifiques de chaque usager.

Il ne s’agit évidemment pas de « punir » l’usager trop gourmand, mais de mieux répartir la consommation d’énergie à l’échelon national dans le but d’éviter les pics de consommation déraisonnables, sans réduire pour autant le besoin énergétique moyen.

Par exemple, ramener à 75 GW les pointes de puissance qui atteignent aujourd’hui 95 GW, permettrait de se passer de 15 réacteurs EPR, sans toucher à la consommation d’énergie puisque la puissance moyenne serait toujours de 60 GW.

Connaissant le coût d’un seul réacteur EPR, la dépense de 5 Mds engagée* pour le Linky paraît bien modeste…

* Sur la base estimée d’un coût unitaire HT de 140 euros.

Le contrôle de la gestion de la consommation des usagers par un tiers est un changement de paradigme perçu comme une intrusion dans l’espace privé, insupportable pour certains abonnés, même si ce contrôle fera une large place à la négociation.

( Ce problème n’est pas spécifique au Linky. Il faut le considérer dans le cadre du développement des applications de communications numériques, particulièrement la téléphonie mobile, la connectivité des voitures et des personnes, le WiFi, la 5G et l’internet des objets, qui toutes comportent une part d’intrusion dans la vie privée.

Sans parler bien sûr des effets physiologiques rapportés, qui devront être pris en compte d’une façon ou d’une autre.

Le nouveau compteur n’est qu’un autre avatar du monde hyper connecté auquel il nous sera très difficile d’échapper, hélas, sauf à s’éloigner volontairement du mode de vie moderne, et à condition d’en accepter les inconvénients).

Dans les premiers temps de l’électricité, l’installation de l’abonné se bornait à quelques ampoules d’éclairage, alimentées par des sources approximativement régulées, souvent en courant continu, les générateurs n’étant jamais très loin des clients.

Aujourd’hui, en encore plus demain, c’est un véritable réseau électrique interne au domicile qui dessert d’innombrables applications. Ce sont les applications grosses consommatrices de puissance qui sont à l’origine des fluctuations importantes de la demande, et donc qui doivent être l’objet d’une gestion intelligente.

Pour cela, le réseau de transport de l’énergie dans le logement doit être ramifié afin traiter spécifiquement chaque famille : Appareils de cuisson, chauffage multi zones, pompe à chaleur, éclairage, eau chaude sanitaire, chargeur de batterie de VE, gestion de batterie domestique éventuellement, installation locale de production d’électricité, Audio visuel et communications, Automatismes et sécurité.

Les zones consommatrices, ou productrices, de puissance, sont (seront…) gérées par un gestionnaire d’énergie local qui communiquera avec le distributeur d’énergie ( ENEDIS ) à travers le compteur Linky , ces échanges étant portés par une liaison filaire, ou par un transmetteur Radio placé dans le boîtier compteur.

(Pour ces échanges de données entre le compteur et le gestionnaire de l’abonné, à l’intérieur de la partie privée du logement, la technologie CPL n’a pas été retenue (sage précaution diront certains). La raison en est simple : le compteur constitue la limite entre le domaine public et le domaine privé ; l’installation intérieure de distribution de l’énergie chez l’abonné ne répond à aucune norme de communications, elle ne peut donc pas être utilisée pour communiquer, du moins si l’on veut garantir un niveau de résultat.

L’abonné qui utilise son réseau intérieur de distribution d’énergie pour communiquer avec des CPL, le fait à ses risques et périls, sans garantie de résultats, et avec en plus des risques de pollution du voisinage…).

Le dispositif gestionnaire d’énergie de l’abonné interface évidemment avec celui-ci pour l’échange des informations et la configuration.

Le système peut fonctionner sur une configuration fixe établie périodiquement avec le distributeur en fonction des offres tarifaires, ou avec une gestion dynamiquement reconfigurable.

Cette optimisation de la gestion du point de vue de la stabilité du réseau ne peut fonctionner qui si elle conduit à une optimisation de la dépense de l’usager.

Le Linky est l’outil qui doit permettre de mettre en œuvre cette gestion intelligente de la consommation électrique. Environ 25 millions de compteurs Linky sont déjà installés, l’objectif restant de 35 millions d’ici 2022.

Le réseau intelligent se mettra en place progressivement ; ses « bienfaits » ne seront perceptibles qu’au milieu de la décennie. Aujourd’hui il est donc prématuré, voire même hors sujet, de porter un jugement sur ce nouveau compteur puisque ses fonctions nouvelles ne sont pas encore sollicitées, sauf localement dans des clusters ayant fonction de démonstrateurs.

Voir en particulier :

https://www.enedis.fr/les-demonstrateurs-smart-grids

 

 

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