Fessenheim : le scandale de la fermeture
Contrairement au pétrole et au gaz importés dont les cours ont varié de 25 à 140 en 5 ans, la fée électricité était jusqu’à présent produite en France, en quantité suffisante, en émettant très peu de CO2 (hydraulique, nucléaire), et à des coûts faibles et stables sur une longue durée. Depuis trois ans, son prix a fortement augmenté (en 2019,+3,9% pour les particuliers, +6,8% pour les entreprises) et le gouvernement vient de tirer le signal d’alarme « Électricité : une très grande vigilance pour éviter les coupures d’électricité en 2021, 2022 et 2023 ». Comment en est-on arrivé à ce risque de pénurie ?
- Le signal d’alerte répercuté par les medias : « Électricité : le gouvernement sur une ligne de crête » ;
- La tentative du gouvernement de se rassurer : « En situation de normales saisonnières, où il n’y a pas d’excès de froid, la sécurité d’approvisionnement est assurée sans utiliser quelque autre levier que ce soit ; le parc suffira » ;
- Et de nous rassurer : « La France fera face à une situation “inédite” en matière de production d’électricité au cours de l’hiver 2020-2021 mais ne subira pas de coupure involontaire et massive ».
Des affirmations inquiétantes, puisque tout ira bien s’il ne fait pas trop froid cet hiver, et les coupures ne seront que volontaires et pas massives. Deux décisions des gouvernements ont conduit à cette situation : parier sur une baisse de la consommation d’électricité et organiser une baisse de la production d’électricité. Un chemin qui aurait été faisable, si les deux évolutions avaient été parallèles.
A titre de rappel, la production d’électricité à été assurée en 2019 par divers types de centrales, la production de celles en bleues étant largement modulables en fonction de la demande, la production de celles en vert étant dite fatale, ce qui n’est pas consommé immédiatement est perdu, parfois même vendu à perte :
Charbon | 0,2 % |
|---|---|
Fioul | 0,2 % |
Bio masse | 1,6 % |
Solaire | 2,5 % |
Gaz | 7,0 % |
Eolien | 7,5 % |
Hydraulique | 11,0 % |
Nucléaire | 70,0 % |
| Source RTE panorama des énergies renouvelables et Connaissances des énergies | |
Sous-estimation de la consommation d’électricité
Depuis 15 ans, la consommation d’électricité est restée stable. En 2019, elle est toujours de 473 TWh contrairement à l’objectif de baisse fixé par le gouvernement. La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 2020) persiste avec des objectifs 440 TWh en 2023 et 426 TWh en 2028.
Source RTE bilan énergétique 2019
D’après l’engagement pris par la France à la COP21, la consommation d’électricité aurait dû baisser de 1% par an de 2012 à 2020. Cette baisse n’a été que de 0,15% par an. Malgré la faiblesse du taux de croissance du PIB prévue sur la pétriode (1,3%), les progrès techniques (ex. ampoules) et les politiques actives d’économies d’électricité (ex. isolation) compensent difficilement le développement de nouvelles applications (ex. data centers, trottinettes, vélos, motos et voitures électriques) et la satisfaction de besoins légitimes des ménages (ex. logements plus nombreux et plus grands)[1]. En 2020, la Programmation pluriannuelle de l’énergie assure que la consommation d’électricité baissera désormais de 1,8 % par an d’ici 2023, une baisse extrêmement rapide, jamais constatée hors crise économique. Sans doute consciente de l’irréalisme de cette prévision, une commission du Sénat propose de rationner l’usage d’Internet, et la Convention citoyenne d‘imposer 19° dans tous les logements, bureaux et commerces et de limiter l’usage de la climatisation. Des mesures toutes aussi peu crédibles.
Un écart de 1 à 2 % entre les prévisions de consommation et la réalité conduit a des écarts considérables sur une période de 20 ans. Mesurée en nombre de centrales électriques de puissance moyenne (900 Mw) une erreur de 20% signifie qu’il manquera en 2040 l’équivalent de 14 réacteurs nucléaires, ou centrales à charbon ou à gaz équivalentes. La construction de ces équipements prenant des années, toute sous-estimation des besoins en électricité aura des conséquences catastrophiques. La France passerait d’une situation de pays exportateur d’électricité à une dépendance sur les pays voisins. Ces pays (Allemagne, Belgique, Suisse) ayant aussi fermé des centrales nucléaires et à charbon, soit fourniront de l’électricité à des prix très élevés soit ne seront pas en mesure d’en exporter. Consciente de ce problème, l’Allemagne a mis en production en juin 2020, pour son marché intérieur, une toute nouvelle centrale à charbon de 1.100 Mw, malgré les protestations des écologistes.
Variabilité des nouveaux moyens de production
Au-delà de l’équilibre entre les besoins des consommateurs et la quantité d’électricité produite, mesurée par mois, c’est l’équilibre instantané entre ces quantités qu’il faut assurer. Un équilibre rendu plus compliqué par la volatilité des productions éoliennes et solaires. Et de plus en plus difficile avec l’augmentation de la part de ces énergies, et la baisse des productions pilotables à la demande (gaz, charbon, nucléaire). Comme le montre le diagramme ci-dessous, ces variations peuvent être fortes pour l’éolien, même en agglomérant de très nombreux pays :
Le tableau ci-dessous montre la rapidité d’évolution de la production solaire par quarts d’heure pour le photovoltaïque en Allemagne, semaine 2 de 2020, en cas d’éclaircies et passages nuageux, entrainant des sautes considérables de production à compenser par des mises en route/arrêt de moyens contrôlables.
Heure | Puissance | Variation |
|---|---|---|
11:15 | 5,803 | 1,472 |
11:30 | 8,007 | 8,816 |
11:45 | 8,419 | 1,648 |
12:00 | 6,596 | -7,292 |
12:15 | 6,656 | 0,240 |
12:30 | 8,855 | 8,796 |
12:45 | 8,870 | 0,060 |
13:00 | 8,829 | -0,164 |
13:15 | 8,597 | -0,928 |
13:30 | 8,222 | -1,500 |
13:45 | 5,679 | -10,172 |
14:00 | 5,245 | -1,736 |
En France les productions d’une journée d’hiver et une d’été illustrent les changements de contribution des différents producteurs, le nucléaire demeurant indispensable dans tous les cas.
France : vendredi 14 février 2020
France : vendredi 26 juin 2020
Source RTE : https://www.services-rte.com/fr/visualisez-les-donnees-publiees-par-rte/production-realisee-agregee-par-filiere.html
Arrêt des centrales à charbon
La fermeture des quatre dernières centrales à charbon françaises était annoncée pour 2022. Mais face aux menaces de pénurie, la secrétaire d'Etat à la Transition écologique et solidaire, Emmanuelle Wargon a annoncé que « La centrale à charbon de Cordemais (Loire-Atlantique) continuera à fonctionner jusqu'en 2024 voire 2026. ». Avec sa capacité de 1.200 Mw, Cordemais est capable de produire, à la demande, la même quantité d’électricité qu’un des plus puissants réacteurs nucléaires actuellement en service en France. La nécessité de maintenir en fonction cette centrale à charbon montre à quel point la France s’est enfermée dans une situation risquée, au moins au cours des 4 à 6 prochaines années.
Arrêt de Fessenheim 1 & 2
Le plan initial de Ségolène Royal était d’arrêter les deux réacteurs de Fessenheim une fois l’EPR de Flamanville en production. La décision de Nicolas Hulot d’arrêter Fessenheim quoiqu’il en coûte a été prise de façon spectaculaire, sans en étudier les conséquences. Outre les effets sociaux et économiques, elles portent directement sur la quantité d’électricité disponible, mais aussi sur son transport.
Chacun des deux réacteurs de Fessenheim pouvait produire 900 Mwh. Une production très rapidement modulable en fonction des besoins des consommateurs. Au total, il faudra maintenir en production la centrale à charbon de Cordemais encore 4 à 6 ans (au moins) parce que Fessenheim a été fermée.
Pour évacuer la production considérable de l’EPR (1.600 Mw), des lignes très haute tension ont été construites, et le réseau électrique national a été modifié pour assurer son équilibre. Il n’avait pas été planifié pour des flux d’électricité sans Fessenheim ni l’EPR de Flamanville. C’est ce que veut dire la déclaration de François Brottes, directeur de Réseau de transport de l’électricité.
- « Plan de l’exécutif pour un hiver sans coupure d’électricité » ;
- « Elisabeth Borne, ministre de la Transition écologique et solidaire, et François Brottes, président du directoire de RTE (Réseau de transport d'électricité), feront un point sur la situation et présenteront les mesures pour assurer l'équilibre du système électrique pendant l’hiver 2020-2021. »
Risques de consommation et de production
Les conséquences des périodes de froid intense l’hiver, et de haute pression en hiver et en été (anticyclone avec absence de vent) sont connues, mais les risques qu’elles entrainent sur la production et la consommation sont sévères. En France, la part des énergies renouvelables impactées par ces phénomènes climatiques (solaire, éolien) est de 10%, un niveau déjà significatif qui peut entrainer des risques pendant les périodes de très forte consommation et de très faible production. Concrètement, le système électrique doit être dimensionné de façon à résister aux pointes de consommation sans compter sur ces 10 % de production renouvelable moyenne. Les centrales hydrauliques, nucléaires, biomasse, gaz, et charbon doivent à elles seules assurer la production nécessaire aux heures de pointe, les capacités des centrales hydrauliques étant variables selon les années et les saisons. En général, ces conditions climatiques extrêmes sont identiques dans les pays voisins, limitant les possibilités d’importation.
Sur les grands chantiers, d’autres risques sont réels, et les années de retard de mise en production de l’EPR de Flamanville et des centrales d’éoliennes marines ont perturbé les plans du système électrique aux niveaux de la quantité de production et de l’équilibre du réseau. Le risque Covid-19 est plus atypique mais ses conséquences sont les mêmes. En perturbant les travaux d’entretien et de rénovation des centrales électriques, la crise a décalé les remises en route de plusieurs centrales, repoussées de l’automne 2020 au printemps 2021. Au lieu de se produire en été comme prévu, la baisse de capacité de production tombe pendant les pics de consommation de novembre à février. EDF a annoncé que sa production serait ne forte baisse sur au moins trois ans :
Production « normale » | 375 à 390 Twh |
|---|---|
Production prévue 2020 | 300 Twh |
Production prévue 2021 et 2022 | 330 à 360 Twh |
Ces différents risques confirment que pour un système aussi vital que l’électrique, il faut conserver des marges de manœuvre importantes face aux risques connus et inconnus.
Le « modèle » allemand
De par son relief, l’Allemagne dispose de moins d’électricité hydraulique que la France. Mais ayant développé plus de production éolienne et solaire, elle constitue un cas d’école pour évaluer l’impact d’un pourcentage plus élevé de production intermittente d’électricité. Son parc de centrales à charbon et à lignite joue un rôle de production important, modulable et à bas coût, similaire à celui du parc nucléaire français.
La priorité est donnée aux renouvelables au prétexte que leur coût de production marginal est nul, même si leur coût global est élevé. Une situation qui rend intenable la rentabilité des sources de production de fond pourtant indispensables. Dans le schéma ci-dessous, on voit à quel point la production de l’éolien et du solaire peut être faible sur les 4 premiers jours, nécessitant soit un surdimensionnement des moyens de production de fond soit des risques de pénurie ou de black-out.
Conclusion
La précipitation de la France à vouloir réduire ses émissions de CO₂ alors qu’elle est déjà parmi les pays industriels les moins émetteurs, est à la fois ruineuse et contre-productive. Ruineuse par les milliards d'euros par an prélevés sur les consommateurs d’électricité, versés en soutien aux filières solaires et éoliennes dont les coûts actuels de prodution vont de trois fois (éolien terrestre) à quatre fois (éolien marin en début de construction), à dix fois (photovoltaïque historique), supérieurs aux prix du marché du MWh, et pour des productions intermittentes..Et la fermeture prématurée des deux réacteurs de Fessenheim coûtera au moins 400 millions d’euros aux contribuables, en compensation des pertes de production. Mais au-delà de ces seules factures, la politique suivie est contre-productive, faisant courir une série de risques auxquels la France s’est volontairement exposée :
- Le risque de désindustrialisation du territoire de Fessenheim ;
Avant la Covid-19, des dizaines d’autres sites avaient des besoins urgents de ré-industrialisation, après ce sont des centaines.
- Le risque de pénurie d’électricité et de black-out ;
Notamment de 2021 à 2024 ou 2026 d’après les déclarations du gouvernement.
- Le risque d’augmentation supplémentaire du prix de l’électricité en cas de pénurie ;
En plus du surcoût des énergies éoliennes et solaires, celui lié à la pénurie.
- Le risque de devoir importer d’Allemagne de l’électricité produite par des centrales à charbon ou lignite, émettrices de CO₂
Après l’exigence de prévoyance qui est apparue dans le domaine de la santé, l’exigence de minimisation des risques est impérative aussi dans le secteur domaine de l’électricité. Que va-t-il se passer si la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 2020) devait être appliquée, avec la fermeture non plus de 2 mais de 14 réacteurs nucléaires d’ici 2035 ? Après la pénurie de masques, la pénurie de kWh ?
Note : les diagrammes « Puissance totale injectée dans le réseau européen », « Electricity production in Germany » et le tableau « En cas d’éclaircies et de passages nuageux » sont extraits du rapport de François Poizat pour Sauvons le climat : https://www.sauvonsleclimat.org/images/articles/pdf_files/etudes/Etude_Poizat_intermittence_allemande/Note_complete_Intermittence_compensable_ou_non_VF_24_3_2020.pdf
[1] Plans réalisés avant la crise du Covid-19 qui pourrait à très court terme valider les données de la PPE, mais pas à moyen et long termes.
