Le blog de doc zaius

4 Juillet 2018

Depuis dix ans les multiples rapports sur la transition énergétique vantent l'excellent potentiel de nos côtes atlantiques et méditerranéennes, présentées comme propices au déploiement de nombreux parcs éoliens offshore.
Nous serions, selon ces rapports, un pays privilégié pour l'exploitation de cette technologie.

Or, à ce jour, il n'existe encore absolument aucune éolienne marine en exploitation sur le littoral de la France métropolitaine.

Cet extraordinaire paradoxe n'est pas dû à une quelconque difficulté technologique, puisque nos voisins européens disposent déjà de nombreux parcs éoliens offshore en production depuis plusieurs années, fournissant une quantité d'énergie très significative, parfois majoritaire, et surtout de moins en moins chère.
Mais alors pourquoi notre pays, organisateur de la COP 21, échoue-t-il à planter sur son littoral "privilégié" ces machines tant vantées dans les congrès ?
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Le nucléaire bien sûr.
Grace à cette technologie, la France peut présenter un bilan CO2 flatteur, si l'on n'est pas trop regardant sur l'énergie "grise" (voire "noire").  Nous produisons déjà 95% de notre électricité par des procédés conformes à la nouvelle doxa:

80% d'électronucléaire ( 400 TWh sur 500).
10% d'hydroélectrique.
5% éolien et photovoltaïque.

Dans ces conditions on ne voit pas très bien ce qu'on pourrait faire de mieux, sachant que la relève des vieux réacteurs nucléaires est prévue, le premier de la nouvelle série française devant entrer en fonction en 2019.
(L'un d'eux est déjà entré en exploitation, mais c'est en Chine…).
Les objectifs de la transition énergétique sont donc déjà réalisés pour l'électricité.
Et l'électronucléaire n'a jamais été condamné par le GIEC, qui s'est borné à souligner son caractère décarboné, tout en en rappelant cependant les risques extrêmes que cette technologie fait courir à l'Humanité présente et future.
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Mais cette situation, satisfaisante à la rigueur du strict point de vue des émissions de CO2, si l'on oublie les phases d'extraction du minerai d'Uranium et de la  fabrication du combustible, le traitement des déchets, et le démantèlement, ne l'est plus du tout face au mouvement d'opinion qui condamne cette technologie, et dont l'influence grandissante est en mesure de contrebalancer le pouvoir du lobby nucléaire, surtout depuis la catastrophe de Fukushima et la découverte d'un certain nombre de négligences et de failles de sureté dans le parc actuel français et dans le prototype de la série de remplacement.
(Et pas dans les détails, puisqu'il s'agit des principaux organes, la cuve et les générateurs de vapeur).
    
Pour tenter de calmer le jeu, l'Etat a choisi d'adopter une position de principe en faveur d'une réduction progressive de la production d'électricité nucléaire, position dont l'expression est hélas suffisamment ambigüe pour laisser aux énergéticiens de l'atome beaucoup de grain à moudre.
Rappelons-en les éléments principaux:
- La puissance installée du parc électronucléaire ne dépassera pas sa valeur actuelle de 63,2 GW.
- La part de l'électricité nucléaire dans le mix électrique français sera réduite à 50% à l'horizon 2030.
(Au dernières nouvelles du PPE, il s'agirait plutôt de 56% en 2035...).

La première proposition signifie en fait, après exégèse, que la puissance du parc pourra être maintenue à sa valeur actuelle, le temps qu'il faudra.
La deuxième proposition n'engage à rien tant qu'on ne connaît pas la valeur de la consommation électrique à l'époque évoquée.
(Les prévisions d'évolution de la consommation varient entre - 2% et + 2% par an selon les experts, ce qui fait quand même +/- 22% en dix ans !).
 
Quant au terme "à l'horizon" , il est une version édulcorée de "à la saint glin glin" comme chacun sait.

Cette ambigüité, qui n'est ambigüe que pour les naïfs, n'est pas de nature à susciter un mouvement de foule des investisseurs vers les technologies nouvelles productrices d'électricité renouvelable.

En effet, qui irait fabriquer de l'électricité verte dans un pays où le marché est phagocyté par l'atome, avec un KWh coûtant bradé à 4,3 centimes* ?
Sauf à pouvoir bénéficier d'un "merit order" de course assorti d'un contrat d'obligation d'achat à un prix unitaire de casino; mais il s'agit alors d'un effet d'aubaine, qui ne peut être pérennisé.
* Tarif ARENH

On constate d'ailleurs effectivement que, depuis ces annonces sibyllines, aucun réacteur n'a encore été mis à l'arrêt, et la décision a même été annoncée de n'arrêter un réacteur que lorsque les installations de remplacement seront entrées en exploitation.
Ce qui au demeurant est assez logique puisque la consommation intérieure d'énergie électrique ne marque aucun signe de modération depuis dix ans.
Dans ces conditions, réduire la production nucléaire sans avoir une solution de remplacement disponible reviendrait à mettre délibérément la France en panne.
Pas bon pour l'image d'un parti en marche…Ni pour le respect de l'obligation de service public.

La seule installation de remplacement quasiment prête pour entrer en production est le prototype EPR de Flamanville, qui est censé être opérationnel en 2019, ce qui permettra de mettre à la retraite deux vieux réacteurs de la première génération.
De parc éolien offshore, point.

Il y a bien une petite production d'électricité verte (Eolien terrestre et photovoltaïque), encouragée à grands coups de subventions et placée en tête du merit order (voir plus haut) mais, en dix ans de croissance, sa participation au mix électrique ne dépasse pas 5% de la production, avec les aléas de l'intermittence (Voir éco2mix).

Cette modeste contribution à la transition énergétique est outrageusement mise en valeur par les média en l'associant à l'hydraulique historique, ce qui permet évidemment d'afficher non pas 5%, mais un 15% beaucoup plus flatteur, si l'on oublie de rappeler que cet hydraulique ne doit rien à une quelconque prise de conscience écologique puisqu'il existe depuis un demi siècle.
(Il s'agissait alors d'indépendance énergétique, prônée par un certain Général, l'hydroélectrique devant compléter le nucléaire par sa capacité de stockage d'énergie, ce que le nucléaire ne sait pas faire évidemment).
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Pour alimenter les débats et montrer à l'opinion que, malgré le forcing évident sur le nucléaire sur lequel de nombreux milliards sont généreusement déversés, les énergies renouvelables ne sont pas délaissées pour autant, l'Etat a lancé en 2012 des appels d'offres pour six parcs éoliens offshore sur la côte atlantique.
Des offres ont été faites, des contrats ont été signés, les études lancées, et comme d'habitude les dossiers se sont enlisés dans le marais des études d'impact, dans les n+1 bureaux de ceci et de cela, dans les  procédures avec les autres usagers du littoral convoité, en sorte que, six ans plus tard, aucune éolienne n'est encore opérationnelle, et il s'en faut de beaucoup comme nous l'allons voir.

Ce délai sans cesse reporté n'est peut-être pas pour déplaire aux énergéticiens historiques, peu pressés de devoir composer avec une technologie capricieuse, de rendement imprévisible, et  comportant de nombreux plâtres à essuyer, et dont surtout ils n'ont pas besoin puisque le nucléaire fait le travail.
La tactique de l'arme au pied paraissait donc satisfaire tout le monde.
Certains mauvais esprits vont même jusqu'à soupçonner le lobby nucléaire de manœuvres souterraines afin de ralentir les dossiers de l'éolien offshore.
Nous n'en croyons pas un mot, faut-il le préciser.
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Pendant que les dossiers français stagnaient dans les placards de l'Administration, l'industrialisation de l'éolien offshore devenait une réalité.
Mais pas chez nous…

Pour les réponses aux appels d'offres européens récents, le niveau de CAPEX a atteint aujourd'hui la zone des deux euro par Watt installé.
Nous parlons de l'Europe du Nord évidemment.

Ces dix ans ont permis à de grandes compagnies de conquérir des positions industrielles et commerciales, et de développer un savoir faire qu'il nous sera très difficile de concurrencer, surtout en regardant passer le train…
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Mais il faut vivre avec son temps, et même si l'éolien offshore n'est pas le bienvenu au pays du nucléaire, la France doit au moins donner des gages de sa volonté de faire une place aux nouvelles énergies, le tout nucléaire étant de plus en plus remis en question.
Et comment crédibiliser l'annonce de réduire la part du nucléaire à 50% si l'on ne fait aucun effort sérieux de développement des renouvelables ?
Lancer des appels d'offres pour l'éolien offshore, c'est bien; mais si rien ne se passe au bout de six ans, on frise l'imposture.
Le moment est venu où l'on ne peut plus indéfiniment retarder, à coup de procédures discutables, le démarrage effectif des programmes des appels d'offres éoliens offshore  de 2012.

Comme a dit le Président de Neopolia:
"Nous pensons qu'il faut se mettre en mouvement et lancer ces projets éoliens".
Ce serait effectivement la moindre des choses dans un pays gouverné par un parti "En marche"…
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Mais, depuis 2012, la technologie offshore posé est arrivée à maturité chez nos concurrents, qui n'ont pas eu nos états d'âmes, et les évaluations de coûts réalisées pour les appels d'offres français de l'époque ne correspondent plus aux standards actuels.

 C'est ainsi que le vaste projet des six parcs éoliens offshore de la côte atlantique s'est vu sévèrement taclé par le nouveau pouvoir, dont les chiens de garde ont opportunément (?) détecté des "anomalies" dans l'analyse financière des réponses aux appels d'offres, tant au niveau du montant des investissements, qu'au niveau des coûts d'exploitation.

La menace d'annulation des projets, et la fermeté des interlocuteurs représentant l'Etat, a permis d'aboutir très rapidement à une réduction du montant de la facture:
- 40% sur le montant de la subvention publique (25 Milliards au lieu de 45).
- 30% sur le tarif de l'obligation d'achat (150 euro le MWh au lieu de 180 à 230).

Le planning annoncé permet d'envisager un achèvement des six projets pour 2026 au plus tôt, si toutefois le programme n'est pas considérablement modifié.

[ En effet, il ne serait pas cohérent de démarrer avec sept ou huit ans de retard un tel programme bâti sur la technologie de 2012.
Les parcs offshore récents sont construits avec des turbines de 6 à 8 MW, et les nouveaux projets devront utiliser les nouvelles machines de 10 à 12 MW, voire davantage, pour avoir une chance d'être concurrentiels à l'époque de la mise en exploitation.
Ce saut technologique exige une refonte des études sur tous les plans:
Puissance des turbines, nombre de machines, espacement entre machines, procédés d'ancrage au fond, distance à la côte, raccordements électriques, accès maintenance, recherche de nouveaux sites, nouvelles études d'impact, nouvelles négociations, etc.
Le chiffrage du projet remis à niveau ne pourra être connu qu'après achèvement de ces études, ce qui  peut prendre plusieurs années supplémentaires.
Il se peut même qu'il apparaisse nécessaire de recourir à la technologie flottante pour réduire les nuisances des énormes machines de 12 ou 15 MW dont la hauteur s'approche de celle de la tout Eiffel (Haliade-X).
Il s'agirait alors d'une approche complètement différente].
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L'ensemble du programme atlantique porte sur six parcs pour une puissance installée totale de 3000 MW.
(Six parcs de 500 MW chacun).
Le facteur de charge de l'éolien offshore posé est compris entre 29% et 48% selon WindEurope, en fonction du régime des vents locaux.

Sur la base d'un facteur de charge de 40% (Les vents de notre littoral ne sont pas ceux de la mer du Nord), l'énergie que l'on peut espérer recueillir de ces 3000 MW sera donc:
E = (Puissance installée) x (Nombre d'heures par an) x (Facteur de charge) =
3 x 10 [exp 9] GW x  8 760 h  x  0,4   #  11 TWh.

Ce qui représentera 2,2% de notre consommation finale actuelle d'énergie électrique .
Il faudrait donc 14 programmes comme celui-ci pour porter la production éolienne offshore à 30% du mix électrique (A sa valeur actuelle).
Mais il faut bien commencer un jour.
En avons-nous seulement l'intention ?
Et à quel prix ?
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Pour mieux vendre ce programme, et aussi grâce à l'exubérance journalistique aidée par une certaine confusion (volontaire ?) entre les KW et les KWh, la presse populaire a présenté cet ensemble éolien comme équivalent à deux réacteurs EPR, ce qui est extrêmement impressionnant, un vrai jackpot énergétique.

Sauf que c'est faux.

Un seul réacteur nucléaire d'une puissance installée de 1650 MW (genre EPR) peut fournir annuellement une énergie de 13 TWh, soit 20% de plus que nos six parcs éoliens réunis.

La comparaison "journalistique" est donc grossièrement fausse.

Qui veut tromper qui, et dans quel but ?
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Même ramené à 150 euro le MWh, le tarif d'achat de cet éolien de luxe reste 2,8 fois le coût de production de l'électricité nucléaire, confirmé à 54 euro/MWh par la Cour des Comptes, incluant le coût des travaux post-Fukushima pour renforcer la sécurité.

Le surcoût de près de 100 euro/MWh, est donc une subvention de l'Etat, dont une partie sera supportée par la CSPE, le reste sera chargé sur les divers autres impôts, l'ensemble étant réglé in fine par vous et moi.
Le contrat ayant une durée de vingt ans, ce surcoût nous coûtera près de 22 Milliards, s'il était entériné par le Président, pour la durée prévue au départ.
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Ici il nous faut ouvrir une parenthèse:

On peut quand même se demander pourquoi il nous faudra payer si cher cette électricité que les autres pays européens fabriquent pour un coût beaucoup plus bas ( et certains sans subvention) et avec la même technologie.

A cela les experts répondent que les sites français de la côte atlantique sont beaucoup moins favorisés que les sites retenus en Europe du Nord, où le REX montre des facteurs de charges de 45 à 50%, alors que chez nous il faudrait se contenter de 30 à 40%.
D'autre part, en Europe du Nord les fonds dépassent rarement vingt cinq mètres, et sont d'une nature qui permet des implantations moins coûteuses qu'en côte atlantique où les fonds sont supérieurs.
Ces explications convaincront difficilement les citoyens inquiets de voir grimper la petite note de la transition énergétique.
Et qu'en pense la Cour des Comptes ?

On peut être inquiets sur l'avenir de ces projets qui démarrent avec des handicaps impossibles à surmonter et qui pénaliseront lourdement la production pendant toute la durée d'exploitation.
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Profitons-en au passage pour détruire un autre mythe, celui du coût exorbitant d'un réacteur nucléaire.

Nous avons vu que, dans le meilleur des cas, les six parcs éoliens ne produiront que 85% de l'énergie produite par un seul réacteur EPR.

Pour autant que nos informations reflètent la réalité, le programme des six parcs éolien offshore de la côte atlantique est approuvé sur la base d'un CAPEX unitaire de 4 euro/W, ce qui correspond donc à un investissement de 12 (Douze) Milliards d'euro, pour une production annuelle estimée de 11 TWh.

(Rappelons que les nouveaux parcs offshore du Nord Europe sont "négociés" autour d'un CAPEX à 3 euro/W, avec même des propositions à 2,5 euro/W, anticipant sur les baisses de coût de la technologie).

Là où l'EPR de Flamanville, qui est un prototype, aura coûté 11 Milliards,  notre éolien offshore atlantique nous coûtera 12 Milliards, pour une production inférieure.
Sans commentaire…

De plus, un réacteur a une durée de vie de 60 ans, alors qu'un parc éolien offshore doit être reconstruit au bout de 25 ans, selon les standards admis.

Pour continuer la comparaison, il faut rappeler que l'éolien est une énergie intermittente qui doit être adossée à des installations de production de base, dont le coût vient évidemment s'ajouter aux coûts de construction des éoliennes.

Enfin, les fluctuations de la production éolienne doivent être maîtrisées par des installations de stockage de masse de l'électricité dont le coût viendra s'ajouter à un total exorbitant.

Aujourd'hui ces dépenses "cachées" ne sont pas encore engagées, eu égard au faible niveau de la production renouvelable. Les installations de compensation de l'intermittence ne sont pas encore en construction, ni les installations de stockage de l'électricité, ni les parcs éoliens offshore eux-mêmes (du moins en France).

Mais demain, lorsque les renouvelables fonctionneront à plein régime, il faudra bien financer tout çà.
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Il ne s'agit surtout pas ici de défendre la technologie nucléaire, dont les nuisances à long terme (et éventuellement à court terme) ne sont pas niées, mais d'expliquer pourquoi cette technologie a encore de nombreux adeptes, dès lors que les coûts d'exploitation prennent le pas sur les considérations écologiques.
Car enfin, il faut bien trouver des investisseurs pour réaliser les projets, et leurs choix se portent "généralement" vers les projets rentables.

Le particulier ne se comporte pas différemment lorsqu'il doit investir pour isoler son logement:
Combien çà va me coûter et quel est le retour sur investissement ?

Donc oui, il faut développer l'éolien offshore si l'on veut fabriquer nous-mêmes notre électricité verte, mais il ne faut pas tromper les citoyens en leur cachant la vérité des coûts, et donc de la participation qui leur sera demandée.

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Le stockage de l’électricité, l’invité surprise de la transition.

7 Juin 2018

Sur le papier, ou au comptoir d’un bistrot, le remplacement du nucléaire et des fossiles par des renouvelables est chose aisée. Quelques frappes sur une calculette à trois euros suffisent à trouver le nombre d’éoliennes et la surface des panneaux solaires aptes à délivrer les 500 TWh nécessaires pour satisfaire la demande électrique.

Quant au matériel nécessaire, il est proposé par plusieurs industriels pour différentes puissances, et pour des coûts paraît-il de plus en plus bas.

Y a plus qu’à.

Cette simplicité «　évidente　» au comptoir rend d’autant plus incompréhensible l’inaction apparente des pouvoirs publics qui, par ailleurs, proclament la nécessité urgente de mettre en œuvre la transition énergétique.

C’est que le raccourci du profane néglige de tenir compte de la profondeur des arcanes dont il faut déjouer les nombreux pièges pour trouver le chemin de la vérité.

Essayons d’y voir un peu plus clair.

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Aujourd’hui notre consommation d’électricité correspond à une puissance totale moyenne de 57 GW soutirée sur le réseau.

( Soit en moyenne 247 Millions d’ampères, pour une quantité annuelle d’énergie de 500 TWh).

Cette énergie formidable est fournie par un parc de diverses installations dont la puissance installée cumulée est de 130 GW environ.

Pourquoi faut-il donc 130 GW de puissance installée, alors que le besoin de puissance moyenne est de 57 GW «　seulement　»?

Cette apparente inefficacité énergétique, certains diront gabegie, doit recevoir une explication avant d’aller plus loin.

Car enfin, lorsqu’il s’agira de construire les installations de production d’électricité verte, quelle puissance installée faudra-t-il retenir,

57 GW, 130 GW, davantage?

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En France, comme dans beaucoup de pays développés, la fourniture d’électricité est un service public. L’abonné à ce service est assuré d’être connecté 24h sur 24, sans limitation de durée, pour une puissance maximum fixée par le contrat souscrit, entre 6 et 36 KW pour les abonnés BT.

Il n’existe aucun système de limitation de la puissance globale soutirée sur le réseau par l’ensemble des abonnés.

Si la puissance demandée dépasse les possibilités de l’outil de production, le réseau disjoncte (Blackout).

C’est au producteur sous contrat d’obligation de service public, en concertation avec le gestionnaire de réseau, d’adapter sa production à la demande (il s’agit ici essentiellement de EDF, RTE, et ENEDIS, pour faire simple).

A charge pour eux de prévoir cette demande et de construire les installations de production capables d’y répondre.

(Rassurez-vous, l’Etat s’engage en contre partie à financer les surcoûts liés aux dépenses imposées par ce contrat d’obligation).

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Dans la pratique, les puissances soutirées par les abonnés fluctuent évidemment en fonction de leurs habitudes de consommation et du nombre d’appareils en service.

Le cumul de la puissance soutirée par le pays à un moment donné fluctue ainsi entre 35 GW et 95 GW environ, avec des variations selon les conditions météo et les saisons.

Une partie de ces fluctuations est due à l’usage du chauffage électrique, spécialité française. Une autre partie relève d’une certaine uniformisation des habitudes de vie.

Un certain mois de Février, la puissance crête a ainsi atteint 102 GW !

Avec un tel système, assez laxiste reconnaissons-le, on comprend qu’il soit nécessaire de disposer d’une importante réserve de puissance pour faire face à l’obligation de service public.

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C’est ainsi que le parc actuel de production électrique paraît surdimensionné, alors qu’il est tout juste suffisant pour fournir environ 95 GW pendant les pics de consommation:

- Le parc nucléaire peut fournir 57 GW au pic hivernal, car on s’arrange pour avoir le maximum de réacteurs disponibles à ce moment, afin d’obtenir un facteur de charge de 90%.

- Le parc thermique à flamme peut fournir 20 GW, pour 24 GW installés.

Ce qui nous fait 77 GW max en puissance de base.

(y compris les 3 GW fournis par des centrales thermiques à biomasse, car il y en a quelques-unes).

(Rappelons que les installations «　de base　» peuvent délivrer leur puissance sans limitation dans le temps).

Ensuite il y a les installations de semi-base ou intermittentes:

- L’hydraulique des centrales éclusées, qui vient en appoint dans la limite des réserves d’eau. Elle peut fournir 10 à 15 GW, mais pendant un temps limité à quelques heures.

( Les barrages se remplissent à un rythme annuel, alors que les pics de consommation, c’est tous les jours en hiver ).

- L’hydraulique de pompage (STEP) fournit quelques GW pendant une courte période. Il s’agit d’un stock et non d’une production.

- L’hydraulique au fil de l’eau peut aider un peu, dans la mesure où sa production n’est pas consommée sur place.

- L’éolien est le bienvenu, si toutefois il y a du vent au moment où on en a besoin…On ne peut pas vraiment compter sur lui, le risque serait trop grand.

- Quant au solaire il faut l’oublier car, en Février à 19h, ….

C’est ainsi qu’en grattant les fonds de tiroirs on arrive à fournir 95 GW, mais seulement durant quelques heures.

Si la demande est supérieure à 95 GW, il faut faire appel aux importations, dans les limites des capacités cumulées de transport des liaisons transfrontalières, soit environ 8 GW, et bien sûr si cette énergie est disponible chez nos voisins.

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Donc, malgré un outil de production en apparence surdimensionné à 130 GW installés pour une demande moyenne de 57 GW, le réseau peine à tenir le rythme des fluctuations de la demande de puissance des consommateurs.

On imagine sans peine la situation si l’on remplaçait, sans précautions particulières, la production de base par une production intermittente !!

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On peut faire ici plusieurs remarques importantes:

- D’une part, la production hydraulique existante et la réserve des STEP sont aujourd’hui indispensables pour faire face aux pics de la demande.

Certains comptaient sur elles pour compenser l’intermittence des renouvelables, leur espoir sera déçu.

- D’autre part, les pics de demande hivernale se produisent en fin de soirée, au moment où la production solaire est nulle. Le déficit de puissance sera donc considérable au moment précis où on aura le plus besoin d’énergie.

Il apparaît ici de façon évidente que les énergies renouvelables ne pourront remplacer le nucléaire et le thermique à flamme que si l’on peut disposer d’énormes réserves de stockage d’électricité.

«　énormes　» signifie ici considérablement plus importantes que ce qui existe actuellement en hydraulique.

- Ensuite, notre réseau est très vulnérable, la puissance installée ne comporte aucune marge de sécurité.

Il suffirait, un soir de Février, que chacun des 35 millions d’abonnés allume un petit radiateur d’appoint supplémentaire de 1 KW pour provoquer un blackout car le réseau ne supporterait pas l’appel de puissance de 35 GW.

Heureusement, ce comportement est statistiquement très improbable, quoique…

- Enfin, rien de sérieux ne pourra être entrepris sans une remise en ordre de la gestion du réseau et des usages de l’électricité, le but étant de réduire considérablement l’amplitude des fluctuations de la puissance appelée.

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Aujourd’hui les systèmes de stockage industriellement disponibles sont l’hydraulique et les batteries.

L’hydraulique, c’est bien, mais le temps n’est plus où l’on pouvait impunément noyer des villages et des vallées entières pour édifier des grands barrages.

Ni même des petits, les évènements de Sivens sont encore dans tout les esprits, la leçon a été comprise.

Il reste donc à tirer parti des installations existantes par des améliorations et des transformations. Certaines centrales pourront être aménagées en STEP grâce à des turbines réversibles, et à condition de pouvoir construire un réservoir inférieur sans provoquer des révolutions…

Quant aux STEP maritimes, on ne voit pas très bien quel littoral français accepterait de telles installations…

Donc très peu d’espoir de multiplier les capacités de stockage hydraulique existantes par un facteur significatif.

Notons que, devant cette impasse, certains envisagent d’aller chercher à l’étranger des moyens de stockage hydraulique, par exemple en Suisse, ou surtout en Norvège. Des liaisons par câbles sous-marins sont en construction pour ce type d’échanges.

Ajoutons que l’on pourrait tout aussi bien importer directement notre électricité comme nous le faisons pour le pétrole et le gaz. Mais ce n’est pas exactement le but de la transition énergétique…

(Et de plus, cette démarche ne nous dispenserait pas, bien au contraire, de constituer des stocks…).

Il semble donc que le stockage hydraulique trouvera vite ses limites, et qu’il sera nécessaire de recourir à des procédés complémentaires.

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Que peut-on attendre des batteries ?

Le développement des véhicules électriques et hybrides entraîne l’émergence d’un secteur industriel très important, qui aura des retombées ailleurs que dans la branche automobile.

Dès lors que l’on considère sérieusement la possibilité de remplacement des moteurs thermiques par des moteurs électriques, et il semble que cela soit le cas, c’est plusieurs dizaines de millions de batteries qui seront fabriquées chaque année pour les VE.

(A moins que la pile à combustible et le biogaz viennent balayer tout çà, va savoir…).

Ces énormes quantités induiront des baisses de coût drastiques de cette technologie, et il deviendra alors possible d’étendre l’emploi des batteries à des applications domestiques qui pourraient être généralisées.

Il pourrait s’agir par exemple d’un système de production et de stockage dispersés, et favorable à l’autoconsommation.

Trente millions d’installations d’abonnés équipées de batteries de 50 KWh représenteraient une possibilité de stockage de 1,5 TWh, soit 24h de la consommation moyenne journalière du pays.

Où encore une puissance de 60 GW pendant 24 heures.

Il y a donc un intérêt réel à développer cette application,

Ces batteries seraient évidemment associées à des moyens de production locaux tels que panneaux solaires ou petit éolien, en individuel ou en collectif.

Pour explorer cette voie, EDF a lancé un programme coopératif de 8 Milliards d’euros d’ici 2035 portant sur une augmentation de 10 GW des capacités de stockage, dont 40% pour des petites unités visant également l’autoconsommation.

Quelques solutions «　clé en main　» sont déjà proposées sur le marché par EDF, ENGIE, TESLA, et bien d’autres qui ont compris qu’il y avait des places à prendre.

Le développement de l’autoconsommation présenterait un autre avantage:

Aujourd’hui l’obligation de service public de l’électricité porte sur la totalité de la consommation des abonnés, ce qui est énorme et très lourd industriellement.

Si demain, ou après-demain, l’abonné peut être équipé d’une batterie «　domestique　» conséquente et d’une installation solaire individuelle, ou éolienne collective, pour lui fournir une bonne partie de ses besoins électriques, l’obligation de service public pourrait changer de nature.

Les fluctuations de consommation de l’abonné seraient «　lissées　» par la batterie tampon, et l’énergie à fournir par le réseau se limiterait à faire l’appoint de l’énergie produite localement.

Cela permettrait de réduire les fluctuations de la demande de puissance, et ainsi de pouvoir satisfaire les besoins de recharge des batteries de VE.

(Rappelons que dix millions de VE simultanément branchés en charge lente 3 KW créent un appel de puissance de 30 GW , que l’on ne saurait pas satisfaire aujourd’hui ).

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Si la généralisation des batteries domestiques couplées à une production locale permettront de résoudre en grande partie le problème des fluctuations des appels de puissance sur le réseau, elle ne permettra pas de résoudre l’autre problème, celui de l’intermittence des renouvelables qui constitueront l’essentiel de l’outil de production national.

Dans le futur mix électrique de la décennie 2050, on trouvera de l’éolien, du solaire, de l’hydraulique, et du thermique à biogaz ou biomasse.

Dans cette équipe, seul le thermique sera capable de produire en l’absence de vent et/ou d’ensoleillement, car il disposera de stocks de combustible.

Plusieurs semaines de météo défavorable placeront alors le pays en fâcheuse posture, avec des répercussions économiques importantes, et peut-être pire.

Bien sûr il sera possible de recourir aux importations d’électricité, à condition que nos voisins ne soient pas dans la même situation.

Nous serions alors contraints d’adopter un scénario de crise, car la puissance disponible serait réduite des deux tiers au moins.

Tous les scénarios intermédiaires sont possibles, et devront être prévus pour une mise en œuvre contrôlée.

Pour éviter cette épée de Damoclès peu propice à la bonne marche de l’économie, il est donc indispensable de mettre en œuvre des moyens de contrer ce risque.

Le seul moyen identifié aujourd’hui est la mise en place d’une filière Hydrogène.

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Sur le principe, la filière Hydrogène peut résoudre le problème du stockage de masse:

La production excédentaire d’électricité est transformée en Hydrogène par électrolyse de l’eau.

Ce Gaz est stocké dans des réservoirs adéquats.

(On pense aux vastes réservoirs utilisés aujourd’hui pour le gaz naturel)

Il est ensuite retransformé en électricité par une pile PEMFC ( Proton Exchange Membrane Fuel Cell), qui est réinjectée dans le réseau à la demande.

L’hydrogène peut également être injecté dans le réseau de distribution du gaz naturel, en mélange jusqu’à 20% voire plus.

Tout cela marche très bien sur le papier, et même sur le terrain car il existe de nombreux démonstrateurs, et quelques petites installations industrielles d’intérêt local.

Sans oublier bien sûr l’utilisation directe de l’Hydrogène dans l’automobile avec une «　petite　» pile PEMFC, qui restitue l’électricité directement dans la voiture.

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Il semble donc aujourd’hui que les trois procédés de stockage ont leur intérêt et sont complémentaires:

- L’hydraulique de barrage bien sûr, avec ou sans turbines réversibles.

(L’hydraulique au fil de l’eau ou les hydroliennes participent à la production, mais non au stockage).

- Les batteries, soit en mode stockage dispersé chez l’abonné en couple avec des panneaux PV avec auto consommation, soit en mode de stockage local jouxtant un parc solaire ou éolien exploité en petite collectivité.

- La filière Hydrogène, capable de stocker des grosse quantités, mais avec un rendement et un coût qui restent à évaluer.

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La maîtrise des technologies éolienne et solaire ne suffira donc pas à elles seules à réussir la transition énergétique.

Elles devront être accompagnées de plusieurs autres programmes dont la mise en œuvre ne sera pas moins difficile et coûteuse.

Le stockage de l’électricité sera un passage obligé que l’on aurait tort de considérer comme accessoire.

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Hydroélectricité, vers la vente des bijoux de famille ?

17 Mai 2018

La survie d'un pays développé est conditionnée par ses capacités à disposer des quantités d'énergie nécessaires à ses activités.

La très grande majorité de ces activités reposent sur des technologies spécifiques qui, toutes, intègrent une part incontournable d'électricité.

Privées d'électricité, ces activités ne peuvent être maintenues, même si cette électricité n'est pas leur principale source d'énergie.

C'est pourquoi la permanence de ce vecteur énergétique revêt une importance capitale, qui est d'ores et déjà perçue comme stratégique.

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En son temps l'Etat français, déjà conscient de notre vulnérabilité à une crise mondiale de l'énergie, s'est doté d'un outil de production d'électricité à l'abri des crises pétrolières et gazière.

Cet outil, basé sur l'électronucléaire et l'hydroélectrique, a permis d'accompagner le développement de l'économie en préservant l'intégrité de la production électrique contre les crises pétrolières et gazières successives.

A l’époque seul le nucléaire et l’hydraulique pouvaient remplacer les fossiles, dont nous étions dépourvus. Il n’était alors pas encore question d’éolien, de solaire ou de biocarburants.

Ceci explique cela; il faut avoir vécu les crises pétrolières de 1973 et 1979 pour comprendre l’importance d’une certaine indépendance énergétique.

Le nucléaire et l'hydraulique fournissent encore aujourd’hui près de 85% de notre électricité.

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Par ailleurs, et pour les mêmes raisons de sécurité des approvisionnements à l'échelle de l'ensemble des pays développés, l'AIE (Agence Internationale de l'Energie) établissait le principe de l'obligation pour les Etats membres de maintenir des réserves énergétiques de sécurité, afin de faire face aux crises passagères des marchés de l'énergie.

Ces réserves stratégiques, définies par l'AIE, portent sur les combustibles fossiles. Chaque pays adhérent et dépourvu de ressources énergétiques propres, ou dont les ressources propres sont insuffisantes pour couvrir ses besoins, est ainsi tenu de constituer un stock dont le montant représente environ trois mois de consommation intérieure.

La France possède ainsi des stocks de produits pétroliers et de Gaz naturel, équivalents à environ trois mois de consommation intérieure.

Quant au stock d'énergie primaire nécessaire à la production électronucléaire (Sans rapport avec le stock selon l'AIE) , il est de son côté constitué par le combustible nucléaire chargé dans les cuves (renouvelés tous les dix-huit mois environ), par les produits finis (barres de combustible) en attente de chargement, par les barres de combustible en cours de fabrication (depuis la centrifugation jusqu'au montage des crayons), et par le produit de base approvisionné en début de chaîne de fabrication (Yellow cake).

Ce qui représente une réserve considérable, très largement supérieure à une année de consommation électrique du pays.

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La transition énergétique va bouleverser les choses.

La perspective de devoir renoncer en même temps aux énergies fossiles, quelles qu'en soient les raisons, et à l'électronucléaire par-dessus le marché pour des raisons écologiques, remet en question tout ce bel équilibre.

En effet, sans combustibles fossiles les réserves de l'AIE disparaissent, et sans nucléaire, adieu le stock d'électricité constitué par le combustible en cours et en fabrication.

Le pays se retrouverait alors dépourvu de réserves énergétiques, une main devant, une main derrière.

Pas tout à fait quand même puisqu'il nous resterait l'hydroélectricité, qui fournit actuellement environ 12% de la production nationale.

Mais avec seulement 12% des besoins satisfaits, on ne va évidemment pas très loin.

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Heureusement nous aurons alors de l'électricité fournie par les éoliennes, les panneaux solaires, et éventuellement quelques hydroliennes et quelques centrales à Biogaz, qui seront mis en service au prorata de la baisse de la production traditionnelle mise au rancart; c'est du moins le principe de la transition.

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La montée en puissance des énergies solaire et éolienne a porté à la connaissance du public un problème qui n'était jusqu'à présent reconnu que par les initiés; problème crée par l'intermittence de ces sources.

Nos lecteurs, qui sont des initiés, en connaissent bien les tenants et les aboutissants, inutile d'y revenir.

Le remède à cette intermittence est le stockage de masse de l'énergie électrique.

Et c'est là que les capacités hydroélectriques vont se révéler comme la clé de la régulation du système électrique.

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Le stockage de masse de l'énergie électrique existe depuis la nuit des temps à l'état naturel dans l'Atmosphère par temps orageux, sous forme de charges électrostatiques, malheureusement indomptables dans l'état actuel de notre technologie.

Le procédé électrostatique est cependant utilisé dans les condensateurs, largement répandus dans les dispositifs électroniques, plus pour le filtrage des hautes fréquences que pour leur faculté de stocker de l'énergie.

Mais la technologie évolue et aujourd'hui on commence à pouvoir stocker des quantités substantielles d'énergie dans des condensateurs.

On utilise de tels dispositifs par exemple (super condensateurs) dans certaines voitures électriques pour fournir de fortes impulsions de puissance, ce qui permet d'utiliser une technologie de batterie principale plutôt favorable à une capacité spécifique importante.

Mais on ne peut pas (encore) parler de stockage de masse.

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Le condensateur manipule des charges électriques élémentaires, sans transformation chimique ni procédé intermédiaire, d’où son intérêt pour son temps de réponse très court.

Toutes les autres méthodes de stockage sont basées sur des phénomènes réversibles plus ou moins compliqués (le stockage irréversible, par exemple les "piles", est ici sans intérêt).

On connait ainsi le stockage électrochimique avec les différents types d'accumulateurs, le stockage gazeux basé sur l'électrolyse de l'eau associée à une pile à Hydrogène pour la restitution de l'électricité, le stockage thermodynamique associé à une turbine à vapeur, le stockage inertiel avec un volant massif, le stockage gravitaire qui utilise l'énergie potentielle d'un liquide, ou d'un solide.

Parmi toutes ces méthodes, la plus simple, la plus efficace, et celle qui permet de stocker des quantités considérables d'énergie électrique, c'est le stockage gravitaire de l'eau couplé à des turbines éventuellement réversibles (STEP).

C'est également le plus ancien procédé de production d'électricité par les centrales hydroélectriques au fil de l'eau, éclusées, ou de lac.

C’est aussi le moins cher et le moins polluant.

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Etant le seul procédé de stockage de masse de l'énergie électrique, doté de plus d'un excellent rendement et d'une très faible constante de temps (mobilisable en quelques minutes), l'hydroélectrique devient la clé de la transition énergétique.

L'indépendance énergétique d'un pays sera "de facto" conditionnée par la possession et/ou le contrôle de réserves hydroélectriques importantes lorsque l'éolien et le solaire auront atteint un niveau de production majoritaire dans le mix électrique tel qu'il est envisagé pour le futur.

Celui qui aura la main sur l'interrupteur de l'électricité des barrages et/ou des STEP contrôlera de fait l'activité économique d'un pays.

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L'hydraulique est d'une part un outil de production, grâce aux réserves d'eau des barrages approvisionnés naturellement, et à l'énergie cinétique des courants des cours d'eau qui alimentent les centrales "au fil de l'eau" et les installations marémotrices ou hydroliennes.

Elle est d'autre part un outil de stockage de masse grâce aux STEP (Stations de Transfert d'Energie par Pompage) qui peuvent être des STEP pures ou des STEP mixtes lorsque des centrales de lacs sont équipées de turbines réversibles.

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Aujourd'hui le parc hydroélectrique français est constitué à 90% d'un ensemble d'environ 400 centrales d'une puissance supérieure à 4,5 MW appartenant à l'Etat et exploitées sous le régime de la concession; à cela s'ajoutent un grand nombre de mini et micro centrales.

La puissance totale hydroélectrique installée est de 25 GW, et la production annuelle moyenne d'environ 50 TWh , fluctuant en fonction des conditions de pluviométrie.

Le facteur de charge moyen de 23% dépend de l'apport annuel en eau, lui-même fonction des conditions de pluviométrie.

Pour que l'hydroélectrique puisse remplir son rôle de stockage tampon, il faudra évidemment beaucoup plus de puissance installée et de capacités de production.

Dans ce but il existe un programme qui comporte deux volets:

D'une part la remise à niveau et la modernisation des installations existantes, dont certaines seront transformées en STEP.

D'autre part la construction d'installations nouvelles pour porter la puissance installée à une valeur compatible avec les besoins du réseau.

Les besoins du réseau en stockage dépendront de la part des renouvelables intermittentes, de l'évolution de la consommation d'énergie finale, du succès de la mise en œuvre du réseau intelligent, et de la croissance des besoins nouveaux tels que la voiture électrique.

On comprendra aisément que cette transition énergétique devra faire l'objet d'une mise en scène rigoureuse pour éviter qu'elle ne se transforme en chaos ingérable.

Pour qu'un grand orchestre joue autre chose qu'une bouillie pour les chats, il lui faut un chef, et un seul.

De même la transition énergétique ne pourra s'accomplir harmonieusement que si elle est ordonnancée par une autorité unique capable de réaliser l'intégration d'une multitude d'acteurs dont les intérêts spécifiques locaux ou régionaux, voire financiers, ne sont pas forcément ceux de la communauté nationale.

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Il faut ici rappelé que la production d'électricité reste largement une affaire nationale, malgré les possibilités d'échanges avec les pays voisins.

En effet aujourd'hui la puissance électrique appelée sur le réseau national atteint près de 100 GW en période de pic de consommation, alors que la capacité des échanges internationaux n'est «　que　» d'environ 10 GW en cumulant toutes les liaisons THT avec nos voisins européens.

L’essentiel de notre électricité doit donc être fabriquée chez nous, les échanges transfrontaliers n’intervenant qu’à la marge.

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En France la garantie du service public de l'électricité s'est construite autour d'une politique publique de développement de l'électronucléaire et de l'hydroélectrique afin de s'affranchir de la dépendance aux énergies fossiles pour l'essentiel de nos besoins électriques. La gestion du parc a été confiée à une seule entité également chargée du transport de l'énergie électrique, de sa distribution, et de l'étude et la réalisation des installations de production.

Il a été jugé à l'époque que cette centralisation était le seul moyen d'éviter la dilution des responsabilités, les conflits d'intérêts, et de garantir la continuité du service public grâce à une culture d'entreprise homogène et un langage technique commun.

Ce système a donné toutes satisfactions pendant la période de croissance de l'économie et des besoins en électricité qui ont toujours pu être satisfaits, tout en permettant d'offrir au consommateur un tarif parmi les plus faibles d'Europe.

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Ce secteur, devenu naturellement chasse gardée de EDF, est longtemps demeuré à l'abri du libéralisme sauvage. Son caractère hautement stratégique reconnu alors, lui a valu de tenir à l'écart les tentatives capitalistiques plus soucieuses de servir les intérêts des actionnaires plutôt que d'endosser les responsabilités de l'obligation de service public.

(L'Etat demeure encore actionnaire principal à 83% de EDF SA).

Et puis, la pression de la main invisible du marché (aidée d'un lobbying frénétique) a fini par convaincre le Parlement Européen et la Commission que même ces secteurs vitaux devaient être ouverts à la concurrence "pure et parfaite", seule capable de nous conduire à l'avenir radieux du capitalisme triomphant.

En clair, les pays de la communauté ont été priés d'ouvrir, après beaucoup d’autres domaines, le secteur de l'électricité à la concurrence, d'abord au niveau de la fourniture, puis au niveau de la production tout au moins à des niveaux "raisonnables".

La France a vécu plusieurs décennies avec un seul fournisseur en situation de monopole, EDF.

Depuis l'ouverture à la concurrence, plus de vingt fournisseurs essaient de se faire une place sur le marché, avec les méthodes commerciales que l'on imagine sans peine, et comme résultat de plonger les clients dans la plus extrême confusion.

Nous avons évité quand même le chaos grâce au maintien d’une seule entité responsable de la distribution de l’électricité pour l’ensemble des fournisseurs, et surtout grâce à la pérennité du tarif public qui a constitué une référence pour le marché.

Mais les exigences de Bruxelles s’étendent également à la gestion des outils de production hydroélectriques. Les Etats membres sont mis en demeure d’ouvrir à la concurrence le renouvellement des concessions au fur et à mesure de leur échéance.

Nous avons vu que l’Hydraulique devient la clé de la transition énergétique, et à ce titre il y a aura beaucoup de blé à se faire pour ceux qui contrôleront ce secteur.

En France, la majorité des grosses installations (plus de 4,5 MW) sont exploitées par EDF sous le régime de concession.

Ce système, très ancien, a été mis en place en 1919 pour une durée de 70 ans renouvelable tout les 30 ans.

Le premier renouvellement, autour de 1989, n’a rien changé à la distribution des cartes, les concessions ont été simplement reconduites.

Mais le prochain renouvellement, à partir de 2019, va coïncider avec la mise en demeure de la CE d’ouvrir également ce secteur à la concurrence.

Si ce hold-up se réalise, une partie de l’outil hydroélectrique risque de tomber entre des mains dont les intérêts ne coïncideront pas forcément avec les intérêts du consommateur français.

La balle est dans le camp de M.Hulot, qui trouve là une belle occasion de défendre les intérêts français, comme l’ont fait ses homologues des pays voisins…

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Eolien offshore, avis de gros temps sur les projets Manche Atlantique.

26 Avril 2018

Dans l’article du 23 courant nous avons souligné la modestie de la part des énergies solaire et éolienne dans le mix électrique français, 8% après quasiment une décennie de croissance laborieuse soutenue pourtant par des contrats d’obligation d’achat plutôt avantageux.

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Pour bénéficier des meilleures conditions du vent maritime, le Gouvernement décida en 2011 de lancer des appels d’offres pour la construction de six parcs éoliens offshore en Atlantique et en Manche, pour un total de 3000 MW de puissance installée, et une production annuelle attendue de 8 TWh environ ( équivalent à 60% de l’énergie fournie par un seul réacteur EPR ).

Sept années plus tard, aucun des six projets offshore n’a encore abouti et le réseau français ne reçoit toujours aucun KWh offshore.

(En fait on en est encore aux négociations et surtout au règlement des multiples contentieux comme on les aime en France).

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Le financement de ces projets repose sur le mécanisme de l’obligation d’achat, le prix du MWh et la durée du contrat sont fixés à la signature.

(Le coût de ce financement sera bien sûr répercuté sur la CSPE réglée par le consommateur final, vous et moi, regardez en bas de la facture).

Les évaluations financières avaient été réalisées sur la base des coûts pratiqués à l’époque en Europe.

Entre temps, les coûts de construction et d’exploitation ont évolué, mais également bien sûr les prix de marché du MWh.

(Quand en France on remplissait des dossiers, nos voisins européens construisaient des parcs éoliens offshore et banalisaient cette technologie devenue maintenant «　classique　»; et les prix ont baissé comme dans toute nouvelle application après une phase d’apprentissage).

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L’actuel Gouvernement a estimé que, compte tenu du retard considérable de ces projets, il était légitime de revoir l’aspect financier des contrats, du moins ceux dont la signature n’est pas définitive.

L’exécutif a donc déposé au Sénat, le 8 Mars 2018, un amendement au projet de loi pour un «　Etat au service d’une société de confiance　» visant à établir le principe d’une révision des conditions financières de ces projets.

(http://www.senat.fr/amendements/2017-2018/330/Amdt_53.html)

En voici l’essentiel:

«　Dans certains cas, notamment lorsque le progrès technique permet d’envisager des baisses de coût substantielles, l’Etat pourrait souhaiter renégocier les conditions de l’offre retenue à l’issue de la procédure de mise en concurrence afin de l’améliorer, et en particulier de diminuer le montant du tarif retenu…

… cette possibilité de renégocier les conditions de l’offre s’applique également aux appels d’offres déjà attribués pour lesquels le contrat d’obligation d’achat ou de complément de rémunération n’a pas encore été signé…

…En 2011 et 2013, l’Etat a lancé deux procédures de mise en concurrence pour désigner des candidats pour construire et exploiter six installations d’éoliennes en mer. A ce jour, aucun contrat d’obligation d’achat n’a été signé et aucune de ces installations n’est construite. Le tarif accordé à ces installations est très élevé et ne correspond plus aux prix actuels de l’éolien en mer, entrainant des rémunérations excessives pour les candidats retenus…

…Si la renégociation des contrats n’était pas possible, une des options pourrait être de mettre fin à ces projets et de relancer une nouvelle procédure dans les meilleurs délais afin de pleinement profiter des améliorations technologiques…　»

Fin de citation.

Le Sénat a rejeté fermement cet amendement, mais c’est toujours l’Assemblée qui décide en dernier ressort, ce qui laisse bien peu d’espoir d’un retrait .

On peut penser aussi que cette proposition d’amendement constitue en fait une menace pour inciter les parties prenantes à accepter une renégociation «　à l’amiable　» , mais le résultat final ne peut être qu’un retard supplémentaire dans les projets, voire même leur redéfinition et au pire leur annulation.

Oui, il est bien question de possibilité d’annulation…

Les industriels devront à minima revoir leurs propositions et donc reprendre leurs études de coûts et probablement modifier le contenu technique.

On parle au mieux d’un retard de plusieurs années, le record de l’EPR de Flamanville serait battu !

A l’époque, le tarif de l’obligation d’achat avait été fixé autour de 220 euro/MWh, ce qui représente aujourd’hui un «　bonus　» de 140 euro/MWh par rapport aux cours du marché ( 80 euro, prix d’achat constaté en Europe).

Ce qui conduit à une «　prime　» de 1,1 Milliards d’euro chaque année pour la production de 8 TWh des six parcs, soit plus de 16 Milliards sur les 15 ans du contrat.

C’est-à-dire 1,6 fois le coût d’un réacteur EPR type Flamanville, dont la production sera 1,6 fois celle des six parcs éoliens réunis !

(Quand on pense qu’à la même époque le coût de l’EPR a été conspué comme une dépense somptuaire et scandaleuse….Il y en a qui ne manquent pas d’air…).

Il ne serait donc pas absurde de se poser des questions sur les raisons d’un tel surcoût, alors que la technologie envisagée (éoliennes offshore posées) est déjà largement utilisée ailleurs, où elle donne des coûts de production apparemment nettement inférieurs.

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D’autre part, la configuration des fonds marins en bordure du littoral français ne permet pas de construire un parc éolien posé loin des côtes car la profondeur y serait trop importante pour cette technologie.

Ces six parcs seront donc bien visibles depuis la terre, ce qui ne manque pas de susciter une opposition violente des associations de défense de l’environnement, eu égard à l’attrait touristique et au peuplement important des sites choisis.

Par ailleurs, la technologie posée est considérée comme obsolète par rapport à la technologie flottante qui permet d’établir les parcs loin des côtes, donc au visuel moins gênant, ce qui permet d’avoir des machines plus puissantes sur des surfaces plus étendues, et surtout une meilleure productivité.

Enfin, ce projet de 3000 MW ne comporte aucun volet de stockage d’énergie pour compenser l’intermittence de l’éolien. Or on voit en Allemagne que cette lacune entraîne une désorganisation des marchés; il est parfois nécessaire d’arrêter la production éolienne pour éviter de devoir accepter des prix de vente négatifs !

(En clair, quand il y a trop d’électricité et qu’on ne sait pas quoi en faire, il faut arrêter de produire…).

Développer les énergies renouvelables sans prévoir les capacités de stockage indispensables à leur gestion, constitue une grave erreur industrielle dont les conséquences commencent seulement à être mesurées aujourd’hui.

Il existe donc des raisons valables de reconsidérer ces projets de Manche Atlantique à la lumière du retour d’expérience acquis sur les installations existantes en d’autres régions d’Europe.

Oui, les renouvelables sont l’avenir, mais pas n’importe comment.

L’intégration d’une production intermittente éolienne et solaire dans un réseau non préparé à la recevoir ne peut se faire «　à la hussarde　» sans risquer de rencontrer des gros problèmes de régulation.

Tout ceci ne va pas dans le sens d’un déploiement rapide de l’éolien offshore en France.

Le PPE est une chose, les réalités du terrain en sont une autre.

Ces péripéties expliquent la relative sérénité de EDF quant à la pérennité de son programme nucléaire…

Ce n’est pas demain la veille que l’on pourra arrêter les réacteurs sans conséquences désastreuses sur la distribution de l’électricité.

Mais peut-être les consommateurs français sont-ils prêts a accepter des sacrifices et à renoncer à un certain niveau de confort.

Genre limitation de la puissance souscrite à 6 KVA, délestages sélectifs avec préavis, ou sans préavis, tarification progressive, gestion programmée par le distributeur, quota annuel d’énergie électrique selon l’occupation des logements, etc…

En matière l’électricité nous avons peut-être mangé notre pain blanc.

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Il est acquis que l’éolien et le solaire constitueront tôt ou tard une part importante de nos sources d’électricité, avec l’hydraulique et les centrales à Bio gaz.

En France, à cause du nucléaire, ce sera un peu plus tard qu’ailleurs, mais le mouvement est inéluctable et tout le monde le sait, y compris TOTAL qui vient d’acheter DIRECT ENERGIE.

C’est pourquoi EDF est actif dans ce domaine depuis longtemps à travers sa filiale EDF EN.

EDF Energy Renewables exploite 25 parcs éoliens sur le territoire britannique, et vient de terminer l’installation du parc offshore expérimental de Blyth qui comporte cinq turbines de 8,3 MW de MHI Vestas. Ce parc utilise le nouveau système de fondations gravitaires en béton, plus facile à poser et moins cher que les procédés traditionnels.

Pour la France, il faudra attendre la décantation des embrouillaminis administratifs et les décisions suite aux multiples recours contre les projets, à revoir après 2020...

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L’imposture nucléaire, le principe de l’exclusion de rupture.

19 Avril 2018

Un réacteur nucléaire est une chaudière dont l’eau est chauffée par la réaction de fission qui a lieu dans des barres de combustible placées dans la dite chaudière.

En fonctionnement normal la température est d’environ 300 °C et la pression de 150 Bar, comme dans toute chaudière destinée à produire de la vapeur pour faire tourner un alternateur et chauffée au gaz, au fuel ou au charbon.

Jusque là rien de spécial, excepté la dangerosité du combustible !

La différence est dans la maîtrise du procédé.

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En cas de problème dans les circuits de circulation de l’eau ou de la vapeur, quel qu’il soit, il faut arrêter la chaudière.

Avec du fuel, du gaz, ou du charbon, il suffit d’interrompre la fourniture du combustible et de laisser l’ensemble refroidir tranquillement avant d’intervenir.

Avec une chaudière nucléaire de type REP ( le parc français), il n’existe aucun moyen d’arrêter rapidement la réaction nucléaire comme avec du fuel ou du gaz dont il suffit de fermer le robinet.

La procédure normale d’arrêt comporte deux phases:

Dans une première phase des barres de ralentisseur sont plongées dans la chaudière pour ralentir la réaction, mais sans toutefois arrêter complètement l’émission de chaleur.

Dans une seconde phase, la réaction résiduelle s’éteint progressivement jusqu’à l’arrêt effectif, ce qui peut durer un mois voire davantage.

Durant ces deux phases, il est absolument impératif de conserver en état la circulation de l’eau pour évacuer la chaleur résiduelle qui demeure considérable.

La pire situation serait le dénoyage des barres de combustible, ce qui entraînerait la catastrophe vue à Fukushima.

Il s’agit alors d’un «　LOCA　», Lost Of Coolant Accident, cauchemar du nucléaire s’il en est.

Dans ce cas extrême, la température à l’intérieur de la cuve atteint plusieurs milliers de degrés, le combustible fond et s’agglomère avec toute la ferraille interne pour former un «　corium　» comparable à un super chalumeau capable de percer la cuve et de se répandre à l’extérieur avec les dégâts que l’on imagine.

Dans le même temps, ces réactions à haute température à l’intérieur de l’enceinte de confinement conduisent à un dégagement explosif avec le risque de destruction de cette enceinte et de contamination environnementale catastrophique que l’on peut imaginer d’après les résultats constatés à Tchernobyl, puis à Fukushima.

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Lors de la conception des réacteurs REP du parc français, ce risque était évidemment connu.

Pour le conjurer il fut décidé de concevoir les cuves des réacteurs selon le principe de «　l’exclusion de rupture　».

(Eh oui, il suffisait d’y penser…).

En clair, cela constitue une attitude de déni.

Pour les réacteurs nucléaires, les ingénieurs ont considéré que leur savoir faire leur permettait de fabriquer des cuves capables de résister à ce type d’accident, et que par conséquent il n’y avait pas lieu de se préoccuper des conséquences possibles d’un percement de cuve, puisque les cuves ne se perceraient jamais.

Ils en avaient décidé ainsi.

Les cuves, ainsi que les enceintes de confinement, sont ainsi réputées à l’épreuve des pires surcharges imaginables.

Par décret en quelque sorte, il fut décidé que l’accident ultime était exclu.

(D’où l’expression «　exclusion de rupture　»).

Cette démarche intellectuelle, surprenante à plus d’un titre, a conduit logiquement à réaliser les 59 réacteurs du parc actuel sans aucun dispositif susceptible de palier les conséquences d’une accident ultime du à une rupture de cuve.

Pour justifier ce choix, et malgré le manque total (et pour cause) d’expérience dans ce domaine, il «　suffisait　» d’apporter des arguments convaincants démontrant que:

- D’une part le calcul de la probabilité d’un accident entraînant la défaillance du circuit de refroidissement du cœur du réacteur conduisait à des valeurs suffisamment faibles pour réduire le risque à un niveau statistiquement négligeable.

(Il suffisait pour cela de choisir les «　bons　» facteurs de risque et d’exclure les autres, comme les évènements sismiques inhabituels, les catastrophes naturelles «　improbables　» comme les tsunamis ou les chutes de météorites, les chutes d’avions, les actes de malveillance, ou les erreurs humaines de manipulations, comme à Tchernobyl).

- D’autre part dans le cas, hautement improbable, où une défaillance sérieuse se produirait, quelle qu’en soit les causes, les dispositifs de secours suffiraient à empêcher la fusion du cœur du réacteur.

- De plus, pour les cas, encore plus improbables, où se produirait quand même la fusion du cœur, la cuve et l’enceinte de confinement seraient suffisamment robustes pour contenir le corium et les éventuelles explosions, et éviter qu’ils ne se répandent dans la nature.

- Enfin, et cela allait de soi, l’occurrence d’un enchaînement d’erreurs humaines conduisant à une perte de contrôle fut totalement exclu.

(Et pourtant, à thee mile island et à Tchernobyl…).

Et l’on connaît pourtant les risques d’erreurs liées à de trop nombreux niveaux de sous-traitance.

Quant aux dégâts que pourraient causer à l’environnement une éjection incontrôlée de corium hors de la cuve, il n’était nul besoin de s’en préoccuper puisque les ingénieurs avaient décidé qu’un tel accident ne se produirait jamais.

C’est cette doxa qui a prévalu pendant toute la période de construction des 59 réacteurs actuellement en activité.

On peut raisonnablement parler d’imposture.

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Cependant, il faut reconnaître que l’expérience de quarante années a montré que les évaluations de sureté effectuées au départ se sont révélées valables, jusqu’à aujourd’hui , bien qu’à plusieurs reprises la catastrophe ne fut évitée que de justesse*, ce qui aurait du donner à réfléchir, surtout après Tchernobyl en 1986.

*Par exemple l’accident de la centrale du Blayais en 1999.

Mais à l’époque la leçon n’a pas été comprise, tant les certitudes des ingénieurs étaient inébranlables. Difficile de renoncer à un dogme quasi religieux.

Depuis, le temps a passé, les matériaux ont vieilli, et en particulier les cuves dont le remplacement n’a pas été prévu dans le cursus d’entretien normal. Pourquoi en effet prévoir le remplacement d’un organe dont la défaillance a été «　exclue　» par les têtes pensantes du sérail nucléaire ?

C’est ainsi que la cuve et l’enceinte de confinement sont les seuls éléments dont le remplacement est impossible; tout le reste est périodiquement remplacé en fonction de l’usure ou de la baisse des paramètres par rapport au cahier des charges.

( Générateurs de vapeur, pompes, pressuriseur, vannes de sécurité, instrumentation, tuyauteries diverses, systèmes de sécurité, etc…).

Cette cuve supporte donc le poids des années, et les caractéristiques des aciers qui la constituent évoluent sous les effets conjugués du vieillissement, du flux incessant de particules radioactives (fluence), des variations de température et de pression, des actions corrosives du fluide primaire, des vibrations, et ses capacités à résister à des contraintes extrêmes diminuent avec le temps.

Des microfissures se forment et se développent dans la paroi de la cuve, au niveau des soudures, entre l’acier de cuve et la couche inox du revêtement interne, la composition même des aciers évoluent par migration de certaine éléments, des point faibles apparaissent notamment au niveau des passages des barres de contrôle et de l’instrumentation.

Des grandes inspections décennales sont censées permettre de s’assurer du bon état de ces cuves, et de délivrer, ou non, une autorisation de prolongation de l’exploitation pour une nouvelle période de dix ans.

Ici il faut remarquer que, eu égard à l’impossibilité d’approcher des cœurs des réacteurs accidentés à Tchernobyl et Fukushima, le détail des scénarios des processus de destruction des cuves demeurent toujours inconnu, en tout cas très peu renseigné.

En clair, en matière d’enseignements pratiques utiles pour le futur, on n’est pas plus avancés qu’avant…

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Jusqu’à Tchernobyl, on n’avait qu’une idée imprécise des dégâts environnementaux et humains qu’une telle catastrophe industrielle pouvait provoquer. On en était réduits à les imaginer, et bien sûr à les minimiser.

Mais depuis Tchernobyl, et plus récemment Fukushima, plus question de minimiser quoi que ce soit.

Il est désormais démontré que le percement accidentel d’une cuve nucléaire est vraiment le cataclysme devant lequel les hommes sont impuissants, et qu’un tel accident n’est plus du domaine de l’improbable.

Il est donc impossible de continuer à cacher la misère.

La doxa de l’exclusion de rupture de cuve vole en éclat. Il devient alors évident que le roi est nu.

Il fut alors décidé d’entreprendre des grands travaux de renforcement de tout les radiers sous les 59 réacteurs, avec les difficultés que l’on imagine, et le coût évidemment.

D’autre part, il apparu que l’importance de la sécurisation de l’alimentation électrique des installations nucléaires avait été largement sous-estimée. De grands travaux furent donc entrepris pour améliorer ce point:

Mise en sureté des installations électriques de secours, lignes d’alimentation autonomes, mise en sécurité des sites des générateurs de secours, etc.

Par ailleurs, «　on　» décida que de nombreux sites étant en bordure de cours d’eau, il y avait lieu de revoir leur protection contre des inondations dues à des crues exceptionnelles.

Pour améliorer le cadre de la lutte contre les conséquences d’un désormais possible accident, un corps d’intervention d’urgence capable de gérer les situations de crise fut constitué, et les procédures de communication au public furent revues et corrigées.

Une «　réflexion　» est paraît-il engagée sur le problème de la sous-traitance multi-niveaux, potentiellement génératrice d’erreurs humaines.

Sous le contrôle de qui ? Et selon quels critères ?

Et quelles sont les conclusions de cette réflexion ?

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A la suite de ce grand aggiornamento, tant sur le terrain que dans les esprits (là c’est moins sûr), il est remarquable de constater qu’aucun réacteur ne fut arrêté pour non conformité aux nouvelles normes de sureté.

Pas même Fessenheim, pourtant vulnérable à une rupture de digue, et situé à quelques mètres au-dessus de la nappe phréatique qui dessert toute la région.

Il est vrai que chez nous tout les obstacles se contournent avec des dérogations.

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Ce branle-bas de combat a au moins permis de révéler le laxisme qui a prévalu pendant quarante ans.

Aujourd’hui, dans une ambiance de fin de règne ( Promesse des Gouvernements de réduire à 50% la part du nucléaire), on peut douter de l’efficacité de l’engagement dans ce qui ressemble fort à un combat d’arrière-garde.

Et ce ne sont pas les multiples problèmes de l’EPR de Flamanville, révélateurs d’un «　certain　» laisser aller dans l’application stricte des règles de sécurité qui doivent prévaloir au cours de la fabrication et du contrôle des pièces critiques, qui peuvent rassurer les citoyens quant à leur sécurité et à celle de leurs descendants.

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Il est donc difficile d’argumenter en faveur de la poursuite d’un programme nucléaire qui fait courir à la population un (ou des) risque(s) d’accident(s) majeurs(s), dont la probabilité d’occurrence augmente avec le temps et le vieillissement des centrales.

Si tout les citoyens (enfin presque…) sont d’accord sur ce point, cet «　accord　» doit impliquer nécessairement de la part de ces mêmes citoyens l’adhésion à un vaste programme de remplacement de la production nucléaire par un autre système de production d’électricité.

(Sauf à remplacer l’aberration de «　l’exclusion de rupture　» par une autre aberration, à base de «　yaka　» tout autant pernicieuse).

Or cette adhésion est très loin d’être acquise.

Les programmes éoliens et solaires sont retardés de plusieurs années par les recours contentieux des associations de défense de l’environnement et de la biodiversité, au point de dissuader les investisseurs.

Parmi les citoyens(nes), on observe au moins cinq attitudes:

D’une part il y a ceux qui sont convaincus que les renouvelables ne pourront jamais remplacer le nucléaire et les fossiles, et qu’il faudra conserver une part importante d’énergie fossile, au moins pendant encore un siècle, voire davantage.

D’autre part, à l’opposé, il y a les optimistes qui considèrent «　qu’on y est presque　» et que les renouvelables sont déjà arrivées à un niveau de remplacement honorable et qu’il nous manque juste un petit effort pour y arriver (yaka).

Et puis il y a ceux qui rejettent tout atermoiement et postulent le retrait du nucléaire toutes affaires cessantes, cette décision devant outrepasser toute autre considération, notamment la question de savoir qui fournira les 75% de notre électricité manquante…

Enfin il y a ceux qui conviennent de la nécessité de développer le plus vite possible et sur une grande échelle les énergies renouvelables, construire des forêts d’éoliennes, des milliers d’hectares de panneaux, des barrages et des STEP dans tout les vallons, mais à la condition «　Not In My Back Yard　» svp, condition non négociable. Bien souvent, les mêmes souhaitent le déploiement du «　Smart Grid　» mais refusent le compteur Linky, qui en est pourtant la base.

Et puis il existe une catégorie très minoritaire (?) d’individus qui considèrent que le double problème de l’abandon des fossiles et du retrait du nucléaire est trop complexe pour être résolu à la hussarde sur des décisions de café du commerce; que ce basculement exige un saut technologique majeur qui ne pourra être mené à bien que dans l’ordre et sur plusieurs décennies; qu’il serait souhaitable de commencer par dire ce que l’on souhaite en matière d’indépendance énergétique car entre quelques pour cent comme aujourd’hui et cent pour cent, l’effort serait évidemment très différent.

Le sort du nucléaire, et donc des renouvelables, ne doit pas être un enjeu politique, ce qu’il est encore trop aujourd’hui.

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