Electricité : de l’obscurantisme à l’obscurité

Le jeudi 10 janvier 2019 à 21h[[Article de La Croix relatant l’évènement, parmi tant d’autres]], le système électrique européen a frôlé la catastrophe. Le surplus de demande face à l’offre a entraîné une baisse de la fréquence du réseau, qui doit rester fixe à 50 Hz au risque d’engendrer détériorations, voire le black-out.

Si les hypothèses quant à l’origine de cet incident restent nombreuses, de la mauvaise gestion du réseau belge à une baisse brutale de production éolienne allemande, la mesure prise pour éviter l’effondrement fut unique en son genre. Pour la première fois, RTE a dû faire appel aux industriels interruptibles, six grands groupes qui ont réduit la consommation totale française de plus de 1500 mégawatts pendant environ une demi-heure.

Ce type d’évènement n’est pas inédit, mais jusque là, la réponse évidente était l’augmentation de la production électrique. Cette fois, la gestion de crise est passée par l’évitement, c’est-à-dire par l’organisation de la pénurie.

La situation observée le 10 janvier est d’autant plus inquiétante qu’elle n’a pas été provoquée par une période de grand froid mais par un dysfonctionnement structurel, qui illustre les faiblesses croissantes du réseau électrique européen.

Celui-ci commence notamment à souffrir du sous-investissement chronique en capacité pilotable[[Une centrale pilotable est une source d’électricité, qui, hors maintenance, est capable de produire sur commande. On retrouve dans cette catégorie le thermique à flamme (gaz, fioul, charbon, biomasse), les réacteurs nucléaires ainsi que par simplification, l’hydraulique dont les variations de capacité sont saisonnières et gérées de façon à être quasi-pilotables. En opposition, les productions solaire et éoliennes sont intermittentes ; elles ne produisent pas sur commande mais de façon plus ou moins erratique selon la météo. La capacité pilotable est donc incompressible afin d’assure la sécurité d’approvisionnement.]], malgré des interconnexions plus nombreuses permettant de compenser en partie le manque de production locale. L’exemple le plus frappant est celui de la Belgique, en situation critique depuis octobre 2018, et qui dépend cet hiver des importations d’électricité en provenance de ses voisins (jusqu’à 30% de l’électricité consommée dans le pays)[[Plus d’informations sur cette situation difficile avec ELIA, le gestionnaire de réseau belge]].

Intermittence et sécurité d’approvisionnement

Les investissements dans le solaire et l’éolien, s’ils permettent de décarboner partiellement l’électricité lorsqu’ils remplacent la production des centrales fossiles, n’assurent aucunement la sécurité d’approvisionnement d’un pays. L’Energiewende[[« Transition énergétique » en allemand.]] a ajouté 59 GW de capacité éolienne et 46 GW de capacité solaire au réseau allemand depuis 2007, permettant de faire stagner les émissions de gaz à effet de serre de sa production électrique (495 gCO2é/kWh en moyenne) malgré la sortie progressive du nucléaire ces huit dernières années. Cependant la capacité pilotable (charbon, gaz, nucléaire, hydraulique, biomasse) est restée constante, alors que la consommation stagne depuis une dizaine d’années (environ 600 TWh/an).

Figure 1 : Evolution du mix Electrique Allemand

Cette incompressibilité de la capacité pilotable est un corollaire de la sécurité d’approvisionnement : lors d’une vague de froid en hiver, sans vent et sans soleil, seule cette capacité pilotable offre une production assurée permettant de faire face au pic de consommation. Les sources instables telles que l’éolien et le solaire s’ajoutent donc comme des surcapacités dans le système de production[[Le gestionnaire de réseau allemand estime la production minimale assurée des EnRI (Energies Renouvelables Intermittentes) à 1% de la capacité totale installée.]].

L’absence de production locale assurée par les renouvelables intermittents est admise par leurs partisans, mais ils invoquent souvent la multitude des centres de production au niveau européen pour y pallier : si la production est quasi nulle en France, peut-être sera-t-elle abondante au Danemark ? Mais ça n’est pas toujours le cas.

Tout d’abord, la distribution d’électricité sur un réseau aussi vaste comporte de nombreuses contraintes techniques. En outre, il n’est pas du tout certain que cela soit possible. Pour le solaire, il est évident que non : l’hiver touche toute l’Europe à la même période, de même que les cycles jour/nuit, où la production est nulle. Pour l’éolien, il faut analyser les données disponibles[[Analyse réalisée par Tristan Kamin.]]. Ainsi, il apparait que la contribution minimale assurée en permanence par l’éolien européen est d’au mieux 6% de la capacité installée. En prenant en compte les contraintes d’acheminement, la contribution de l’éolien et du solaire à la sécurité d’approvisionnement en électricité est de fait négligeable.

Cette situation ne devrait pas évoluer dans les prochaines décennies, le stockage d’électricité hors STEP (pompage hydraulique, dont le potentiel est presque totalement exploité) étant très loin de la maturité technologique, et encore plus loin de la maturité économique si elle est un jour accessible[[Un article assez modéré sur le sujet du stockage par batteries de la part du MIT]].

Dimensionnement du parc électrique français

Jusqu’alors, les parcs de production électrique étaient pensés de façon à pouvoir répondre au pic maximum de consommation envisageable, la capacité pilotable devant être suffisante pour couvrir ce dernier.
Pour la France, le record de consommation date de février 2012, où lors d’une vague de froid, le réseau électrique a dû fournir 102,1 GW.

La capacité pilotable installée était alors de 117,7 GW, permettant d’avoir suffisamment de sources disponibles pour éviter l’effondrement du réseau. Aujourd’hui, après de nombreuses fermetures de centrales thermiques fossiles (charbon et fioul) dans les dernières années, le pays aurait d’ores et déjà des difficultés à faire face à un tel pic. En effet au 1er janvier 2019, la capacité pilotable installée n’est plus que de 105,9 GW, or il est presque impossible que la totalité de celle-ci soit disponible au moment voulu, ne serait-ce que pour cause de maintenance. Cela fut néanmoins suffisant pour répondre à la demande maximale de 96,6 GW de l’année 2018.

Mix électrique français au 1er janvier 2019

Consommation électrique française

Cependant, les marges du système électrique français devraient encore diminuer dans les prochaines années, et même passer en dessous du seuil critique nécessaire pour faire face à un pic tel que celui de 2012.

En effet, la sortie totale du charbon prévue pour 2022, couplée à la fermeture de Fessenheim, va déjà fragiliser dans les trois prochaines années le réseau électrique, et cela malgré l’arrivée en ligne de l’EPR de Flamanville. Une situation qui pourrait bien se dégrader de plus en plus.

Les prévisions invraisemblables de RTE

La grande annonce de prospective de RTE (Réseau de transport d’électricité) a eu lieu en 2018. L’entreprise a publié ses scénarios pour l’évolution du réseau français de 2019 à 2035, qui ont servi de base au volet « Electricité » de la PPE (Programmation pluriannuelle de l’énergie), la feuille de route du gouvernement pour le secteur.

Le scénario le plus « conservateur », nommé Ampère, envisage pour 2035 une population française de 72 millions d’habitants (pour 67 millions actuellement), ainsi que 15,6 millions de véhicules électriques en service et une croissance économique annuelle moyenne de 2% entre 2019 et 2035. Il faut y ajouter la volonté de l’exécutif d’en finir avec le chauffage au fioul, qui sera en partie remplacé par des pompes à chaleur et un appoint électrique sur la période.

Figure 2 : fiche de RTE résumant le scénario Ampère

Bien qu’elles ne soient pas invraisemblables, ces hypothèses sont évidemment discutables, notamment l’augmentation importante de véhicules électriques sur les routes en l’espace de 16 ans qui peut surprendre (il y en avait 150 000 en 2017). Bien plus étonnante est l’estimation de la consommation électrique brute pour l’année 2035 : 480 TWh/an. A titre de comparaison, en 2017, celle-ci fut de 482 TWh/an. Une stagnation parfaite donc sur 18 ans, malgré les hypothèses d’électrification de nombreux secteurs et en totale contradiction avec l’ensemble de l’histoire économique du pays. En effet, la consommation a presque toujours augmenté, hormis en période de crise.

Ainsi, RTE postule que la constance des besoins depuis 2009 va perdurer jusqu’en 2035, alors que celle-ci s’explique presque entièrement par deux facteurs. Tout d’abord, le passage de l’enrichissement de l’uranium par diffusion, très consommateur en énergie, à la centrifugation, beaucoup plus économe, a fortement réduit la demande en électricité du procédé avec la montée en puissance de la nouvelle usine Georges Besse II[[La centrifugation consomme 50 fois moins que la diffusion gazeuse. L’ancienne usine d’enrichissement Eurodif nécessitait 3,6 GW pour fonctionner à pleine puissance, c’est-à-dire toute la production de la centrale du Tricastin (4 CP1 de 900 MW).]]. Ensuite, le marasme économique a provoqué une baisse de près de 10 TWh de la consommation électrique de la grande industrie entre 2008 et 2018, directement liée à une croissance du PIB en berne.

Figure 3 : consommation électrique de la grande industrie en France

Si la consommation a continué de stagner en 2018, à 478 TWh malgré une croissance économique annuelle de 1,5%, cela s’explique entièrement par un hiver particulièrement doux, ainsi que par un transit ferroviaire moindre dû aux grèves SNCF de début d’année, sans compter les troubles occasionnés par le mouvement des Gilets jaunes à partir d’octobre[[Explications données par RTE dans son bilan électrique 2018.]].

De fait, la stagnation de la consommation électrique de 2008 à 2035 postulée par RTE est incompatible avec son hypothèse de croissance économique annuelle moyenne de 2% sur la période analysée[[Bien sûr, si la crise économique de 2008-2016 perdurait jusqu’en 2035, les estimations de RTE pourraient être crédibles. Mais une crise aussi longue signifierait l’effondrement du pays, et il y aurait probablement des problèmes bien plus critiques que ceux adressés ici. Cet article, comme les études de RTE, part du principe que la croissance du PIB annuelle restera en moyenne au moins à 1,5%, alors que la croissance observée en 2017 a été de 2,3%, et en 2018 de 1,5%; cela, malgré les dernières prévisions de croissance à 1,3% en 2019 et 1,5% en 2020.]]. A titre de comparaison, de 2001 à 2008, la consommation électrique a augmenté de 10% alors que le PIB progressait de 1,9% par an en moyenne.

Figure 4 : production électrique française depuis 1950

Cette stagnation est d’autant plus douteuse que de nouveaux usages de l’électricité, plus ou moins imprévus, apparaitront sûrement sur une période de 16 ans. Ainsi il était difficile d’envisager en 2001 que les smartphones, tablettes, ordinateurs, serveurs, blockchains et autres innovations dans le domaine du numérique allaient se tailler une place si importante dans la consommation électrique en 2018[[Le numérique consomme déjà aujourd’hui 10% de l’électricité produite au niveau mondial.]].

En faisant l’hypothèse, conservatrice d’un point de vue historique (cf. graphique ci-dessus), que les nouveaux usages compensent les économies d’énergie sur les anciens, c’est-à-dire que la consommation moyenne par habitant stagne (hors transport et chauffage), l’estimation de la consommation électrique française en 2035 apparait tout autre.

Evaluation de l’impact sur la consommation des hypothèses du scénario Ampère

En prenant les mêmes bases que RTE, la consommation électrique française en 2035 devrait ainsi être autour de 543 TWh/an, soit une augmentation de 12,7% par rapport à 2017 (482 TWh/an), soit encore une croissance annualisée moyenne de 0,7 % par an. A titre de comparaison, celle-ci était de 1,3 % par an en moyenne sur la période pré-crise de 2001 à 2008.

Qu’en-est-il du pic hivernal ? En appliquant le même facteur d’augmentation (12,8%) à la moyenne des maxima annuels observés les dix dernières années, le pic de 2035, sans vague de froid exceptionnelle, devrait être aux alentours de 104,8 GW, supérieur au record de 2012. Et cela est sans doute une sous-estimation, car plus de chauffage électrique implique une plus forte thermosensibilité de la consommation. Le développement de celui-ci depuis 1980 entraîne des écarts à la moyenne plus importants pour les pics, visibles dans le graphique ci-dessous. En effet, l’augmentation liée à la généralisation des pompes à chaleur, affichée dans le tableau (0,8 GW) est une moyenne annuelle, et pourrait largement atteindre 3 ou 4 GW lors d’une vague de froid[[Le chauffage est nécessaire évidemment l’hiver, et la consommation augmentera d’autant plus que lors d’une vague de froid, les PAC ne sont pas suffisantes et que les radiateurs électriques, bien plus consommateurs, deviennent indispensables.]]. L’estimation du pic maximal, même en cas de grand froid, dans le scénario Ampère est de 93 GW, c’est-à-dire la moyenne de ceux qui ont été observés ces dix dernières années …

Figure 5 : historique du pic annuel de consommation électrique français

Les prévisions pour le moins discutables de consommation électrique de RTE ne sont sans doute pas le fruit du hasard ou d’une erreur, mais probablement un choix délibéré. Il ne faut pas l’oublier, ces scénarios servent de base à la PPE, et ont été commandés par le gouvernement. Ils s’accompagnent évidemment de recommandations d’évolution du mix électrique, qui, de façon surprenante, s’ajustent parfaitement aux desideratas idéologiques de l’exécutif, la minorité écologiste en tête …

Une PPE dangereuse

L’estimation de consommation pour 2035 réalisée dans cet article indique que les sources pilotables actuellement installées (105,9 GW) sont légèrement insuffisantes pour faire face à un hiver moyen en 2035, car il n’est pas possible de compter sur l’intégralité de celles-ci eu égard aux nécessités de maintenance des équipements[[Les réacteurs nucléaires nécessitent des maintenances régulières et les barrages / STEP ne sont pas toujours disponibles au maximum de leur capacité.]]. Il faudrait donc dans cette optique, au-delà de la mise à jour et du remplacement des centrales en fin de vie, également augmenter la capacité totale installée.

Avec le scénario Ampère, rien de cela. Les marges semblent encore suffisamment importantes à RTE pour être rognées. La Planification pluriannuelle de l’énergie, présentée par Emmanuel Macron en novembre dernier et publiée le 25 janvier 2019, reprend presque en sa totalité ce scénario et ses préconisations d’évolution du mix électrique, en annonçant la sortie totale du charbon d’ici 2022 et la fermeture de 16 réacteurs nucléaires, Fessenheim compris, d’ici 2035[[Le scénario Ampère préconisait même la fermeture de 18 réacteurs.]].

Ainsi, rien que d’ici 2022, 1,0 GW de capacité net pilotable va probablement disparaître, les pertes étant limitées par la transition, du charbon à la biomasse, des centrales de Cordemais et du Havre ainsi que par la mise en ligne de la centrale à gaz de Landivisiau et de l’EPR de Flamanville.

Mais c’est trois ans plus tard que l’hémorragie commencerait réellement, avec le souhait du gouvernement de fermer 4 réacteurs nucléaires entre 2025 et 2030, probablement ceux du Bugey, les derniers CP0 (même type que ceux de Fessenheim) et 8 de plus, de type CP1 entre 2030 et 2035. Finalement, ce serait près de 10,9 GW de capacité nucléaire qui disparaitrait sur la période.

Evolution des capacités pilotables françaises (2018-2035)

Le pilotable serait donc réduit à 94 GW, production suffisante pour affronter les hivers, selon RTE, estimant même avoir des marges grâce à l’éolien et au solaire, qui, comme nous l’avons expliqué plus haut, n’en apportent en fait aucune. En effet, les pics de consommation hivernaux ont lieu presque toujours dans des conditions anticycloniques, donc sans vent pour les éoliennes. Même les Allemands n’avaient pas osé une telle stratégie …

Ces décisions entraîneraient en fait une situation extrêmement délicate si l’on en croit l’estimation des besoins nécessaires en 2035 réalisée dans cet article.

La situation européenne : un facteur aggravant

Alors que dans ses scénarios RTE compte également sur les importations pour assurer l’approvisionnement en électricité du pays, notamment en multipliant les interconnexions, il se pourrait que les décisions de nos voisins noircissent encore plus le tableau.

Depuis plus d’une décennie, l’Europe, notamment sa partie occidentale, sous-investit en matière de capacité pilotable. Alors que de nombreuses installations ne produisent plus, soit par volonté politique (sortie du nucléaire allemande, fin progressive du charbon), soit à cause d’impératifs techniques, les remplacements sont loin de compenser les pertes. En 2018 par exemple, seulement quelques centrales à gaz pouvant fournir 3 GW sont entrées en opération alors que dans la même année 15 GW de capacité pilotable quittaient le réseau.[[Un article de Contrepoints détaillant ce sous-investissement]]

Ainsi d’ici 2025, 45 GW de centrales au charbon disparaitront du réseau, suivi de 55 GW les cinq années suivantes, soit en cumulé plus de 15% de la capacité pilotable actuellement installée dans l’UE (644 GW). De nombreux réacteurs nucléaires vont également voir leur activité prendre fin. En premier lieu 9,5 GW d’ici 2022 en Allemagne pour des raisons politiques. Mais également au Royaume-Uni pour des raisons techniques (réacteurs obsolètes en fin de vie), avec 4,2 GW avant 2025, et 3,4 GW en 2030[[Les calendriers détaillés des pays européens en matière de construction et de fermetures peuvent être consultés dans la base d’informations de la World Nuclear Association (WNA).]]. De plus, la Belgique et l’Espagne envisagent également une sortie du nucléaire à l’allemande d’ici 2035.

Finalement, l’Europe risque de se retrouver en déficit de capacité pilotable[[La Société française de l’énergie nucléaire (SFEN) alerte également sur l’érosion de la capacité pilotable en Europe.]], avec une dépendance accrue aux importations de gaz, notamment russe. Le potentiel hydraulique de la région étant presque entièrement exploité et les autorités souhaitant en finir à terme avec le charbon, seul le nucléaire fait office d’alternative pilotable aux centrales à gaz. Cependant, peu de pays (Royaume-Uni, Finlande, Roumanie et le Groupe de Visegrad) envisagent sérieusement pour le moment de construire de nouveaux réacteurs.

La France, pour le moment toujours mieux armée que ses voisins pour faire face à la situation critique qui arrive, devrait voir ses exportations d’électricité pilotable croître fortement vers des voisins pour lesquels cette production assurée sera vitale, notamment les Belges et les Italiens.

Le solde exportateur français est d’ailleurs déjà passé de 38 TWh en 2017 à 60 TWh en 2018, provoquant une hausse de la production électrique nette de 3,7% en un an malgré une stagnation de la consommation intérieure. Ainsi, même si cette dernière ne progressait pas aussi fortement que nous ne l’avons envisagé dans cet article, si même elle stagnait comme le prévoit RTE, les exportations entraîneront une hausse globale des besoins.

C’est pour cela qu’Emmanuel Macron, lorsqu’il a présenté la PPE à la fin de l’année dernière, a exposé la situation du réseau européen comme déterminante pour la validation future des fermetures de réacteurs.

Recommandations

L’estimation de consommation réalisée dans cet article indique que le réseau français ne dispose presque plus de marges, et va en fait avoir besoin d’un ajout net de capacité pilotable d’au moins 15 GW d’ici 2035, pour atteindre au total plus de 120 GW[[En multipliant la valeur estimée du pic de consommation lors d’un hiver moyen en 2035 (104,8 GW) et en le multipliant par le ratio entre le pic de 2012 et le pic moyen des dix dernières années (1,10), on trouve une valeur de consommation maximale annuelle pour un hiver rigoureux en 2035 de 115,3 GW. En prenant en compte une indisponibilité de 4% de la capacité cumulée des réacteurs, barrages et STEP (ce qui est une facteur minimisé déjà optimiste), on trouve une capacité pilotable nécessaire de 120 GW. Sans effacement, il faut donc autant de pilotable installé.]], afin d’assurer la sécurité de l’approvisionnement électrique en hiver. Si l’on souhaite que cette augmentation soit décarbonée et préserve l’indépendance énergétique du pays, le constat s’impose : il faudra construire plusieurs tranches d’EPR.

En effet, même en développant les 3 GW de capacité hydroélectrique potentiellement rentable qui ne sont pas encore exploités[[La synthèse d’une étude du gouvernement sur le sujet]], et en actant la fin du charbon et le non prolongement des réacteurs de type CP0, il serait nécessaire de construire 10 EPR (1,65 GW chacun) en plus de celui de Flamanville[[Un rapport, ayant fuité fin août 2018 dans Les Echos, commandé par le ministère de l’environnement et celui de l’économie, préconise le lancement de la construction de 6 EPR dès 2025, en accord avec les recommandations de cet article]]. Le report à 2021 de la décision de construction de nouveaux réacteurs impose donc de lancer la construction d’un réacteur par an à partir de 2022 afin d’assurer des marges de fonctionnement au réseau.

La nécessaire prolongation des réacteurs de type CP1 implique que les plus anciens atteindront une durée de vie de 55 ans en 2035, ce qui est en accord avec l’extension de licence à 60 ans de vie, voire 80, accordée à la totalité des réacteurs de même type[[Les réacteurs de type CP en France étant issus des designs de l’entreprise américaine Westinghouse utilisés sous licence par Framatome, ceux-ci sont quasi identiques à de nombreux réacteurs aux Etats-Unis construits à la même période.]] aux Etats-Unis. Le plafonnement à 60 ans d’exploitation pour les CP1 entraînera la nécessité de poursuivre la dynamique de construction enclenchée avec cette première dizaine d’EPR, avec probablement un nouveau modèle évolué, des réacteurs de génération 4 et même des SMR (Small Modular Reactor). Une décision de sortie du gaz avant 2050 amplifierait d’autant plus ce besoin.

Les problèmes que les pays voisins rencontreront, dus à leur sous-investissement chronique en moyens pilotables, pourraient même ouvrir la voie à la construction de tranches supplémentaires dès les années 2020 afin de les approvisionner[[Le dimensionnement du réseau se ferait ainsi dans une dimension européenne et non plus nationale. Cela impliquerait des accords supplémentaires en matière de solidarité entre les Etats européens.]].

Conclusion

Les scénarios de RTE, base du volet électrique de la Planification pluriannuelle de l’énergie, souffrent d’un mal classique en matière d’étude de prospection commandée par l’exécutif. Ils tordent une variable exogène aux modèles (la consommation électrique), et font appel à des hypothèses « héroïques » erronées en matière d’éolien et de possibilités d’importation, afin de pouvoir valider les choix idéologiques du commanditaire, à savoir la fermeture de 14 réacteurs dans les 15 prochaines années[[Une ambition prise en compte dans la PPE, qui va de pair avec le choix purement idéologique d’une diminution de la part du nucléaire à 50% de la production électrique en 2035.]].

Cette décision, si elle était mise en œuvre, conduirait à une situation critique à terme, d’autant plus avec l’électrification des mobilités et du chauffage. Car lors d’une vague de froid hivernale avec peu ou pas de vent, comme c’est souvent le cas, le réseau s’effondrerait avec si peu de capacité de production disponible. Et cela probablement au niveau européen. De nombreux foyers se retrouveraient alors sans électricité, ce qui signifierait, dans ces conditions, sans éclairage, sans chaleur, mais aussi sans moyen de transport[[Un état dans lequel il faudra probablement déplorer des décès, d’autant plus si les services publics décident d’électrifier également leurs véhicules, notamment de secours.]].

Par leurs décisions obscurantistes, les dirigeants de ce pays le conduisent ainsi à l’obscurité.

Figure 1 : Evolution du mix Electrique Allemand

Mix électrique français au 1er janvier 2019

Consommation électrique française

Figure 2 : fiche de RTE résumant le scénario Ampère

Figure 3 : consommation électrique de la grande industrie en France

Figure 4 : production électrique française depuis 1950

Evaluation de l’impact sur la consommation des hypothèses du scénario Ampère

Figure 5 : historique du pic annuel de consommation électrique français

Evolution des capacités pilotables françaises (2018-2035)