L’Europe dans le noir : dernier
avertissement
Jean Pierre Riou
Par delà leur vulnérabilité aux cyberattaques, les énergies
renouvelables (EnR) fragilisent le réseau électrique européen en sapant la
résilience que lui conférait l’inertie des énormes machines synchrones des
centrales conventionnelles. Ce 9 janvier, le
gestionnaire du réseau électrique européen “European Network of Transmission
System Operators for Electricity (ENTSO-E)”
a publié une mise à jour de sa précédente
alerte, dans laquelle il appelle des mesures urgentes destinées à récupérer une
partie de la résilience perdue, en raison d’un risque identifié et grandissant d’écroulement
de la totalité du réseau continental, lors duquel aucun réseau voisin ne serait
plus en mesure de le restaurer.
Le diagnostic
Une baisse d’inertie inquiétante
En décembre 2021, l’ENTSO-E avait
attiré l’attention sur l’augmentation du risque
d’écroulement du réseau européen en raison de la baisse de son inertie liée au
remplacement des centrales conventionnelles par les énergies renouvelables qui en
sont dépourvues. Il rappelait en préambule qu’il ne lui appartenait pas de
définir ce qu’est un risque acceptable, considérant qu’il s’agit d'une décision
politique autant que technique. Ce même mois, Le
Mont Champot avait publié une analyse de ses conclusions dans
l’article « Stabilité
dynamique et blackout en Europe continentale » qui mettait en
évidence un besoin « minimum théorique
additionnel » de 500GWs pour scénario BE 2025 (Best Estimate 2025) et
plus de 2500GWs d’ici 2040, quel que soit le scénario.
Le rapport précisait, à titre
indicatif, que ce besoin complémentaire d’inertie de 2500GWs en 2040 correspond
à 2000 unités conventionnelles de
production de 250MW chacune, soit 500GW de centrales conventionnelles
disposant d’ une constante d’inertie de 5 secondes. Pour comparaison, le parc
nucléaire français représente moins de 62 GW, EPR de Flamanville compris.
L’urgence
des mesures indispensables
Ce 9 janvier 2025, l’ENTSO-E vient de publier une mise à jour de cet avertissement dans laquelle il rappelle que le précédent rapport avait
identifié un risque en cas de division du système « pouvant conduire à une panne totale des deux
sous-systèmes divisés, appelée division grave globale (GSS), (qui) devrait être
la situation la plus critique car il
n’existe pas de système sous tension sain pour soutenir la restauration du
système en panne ». Or ce nouveau
rapport met en évidence le fait que « Les résultats mis à jour montrent que
le nombre de cas théoriques de
division du système où les deux sous-systèmes dépassent le seuil opérationnel
du taux de variation de fréquence (RoCoF) de ± 1 Hz/s – conduisant
potentiellement à une panne totale – augmente
considérablement entre les scénarios 2030 et 2040."
Dit autrement, les scénarios actuels de
développement des EnR entraînent une diminution de la résilience du système
électrique pouvant provoquer un blackout total à l’échelle du continent en cas de
perte imprévue de moyens de production. Le rapport insiste sur la nécessité de
prendre d’urgence des mesures permettant de retrouver, dans un premier temps, une
partie de la résilience perdue par l’augmentation de la part d’EnR afin de
limiter le nombre d’occurrences potentielles d’effondrement total du
réseau ou «potential global severe splits (GSS) », caractérisées
par un RoCoF de ± 1 Hz/s, considéré comme ingérable et
amenant une situation dans laquelle aucune partie « saine » du réseau
européen serait susceptible de réactiver l’autre. Étant entendu que d’une part, l’objectif d’une inertie suffisante dans chaque
région 100% du temps demanderait un trop gros effort, et que d’autre part,
l’écroulement d’une partie du réseau pouvant être plus ou moins rapidement
réactivée par l’autre partie restée « vivante » est considéré acceptable.
Méthodologie
Le rapport
compare les courbes de durée annuelle d'énergie cinétique
« Ekin » et de constante d’inertie équivalente (H) pour l’année 2019
avec le scénario NT2030. Les courbes de durée affichent la part de temps pendant laquelle
l'énergie cinétique et la constante d'inertie équivalente dans la zone
synchronisée d’Europe continentale (CE SA) sont inférieures à une valeur
choisie. Le
scénario NT2030 montre des niveaux d'inertie considérablement réduits dans le
système, démontrant le déclin
progressif de sa résilience en cas de division du système si aucune action
n'est initiée.
La constante d’inertie représente le temps durant lequel un générateur peut
fournir sa puissance nominale en utilisant uniquement l’énergie cinétique
accumulée dans ses rotors, avant de ralentir significativement. Cette constante
H, est égale à l’énergie cinétique divisée par la puissance nominale. La
constante d’inertie d’un parc électrique dépourvu d’EnR est typiquement proche
de 5 secondes, c’est la valeur moyenne retenue par l’Entso-e dans ses préconisations
de décembre 2021. Et c’est cette inertie qui permet aux gestionnaires de
réseau de disposer d’une marge suffisante pour activer les mesures destinées à
rétablir l’indispensable équilibre à 50 Hz. Les énergies renouvelables ne conférant
aucune inertie au réseau, on comprend pourquoi leurs périodes d’injection
massive s’accompagnent d’une baisse importante de cette inertie et affectent la
résilience du système, en le menaçant d’écroulement à la moindre défaillance,
comme ce fut le cas pour le blackout qui a affecté le Royaume uni en 2019, au
moment précis où son gestionnaire de réseau annonçait triomphalement un nouveau
record éolien en titrant It’s wind
o’clock !
Ca ne s’invente pas.
Recovering Power
System Resilience (Récupérer la résilience du
système électrique)
Pour retrouver l’indispensable résilience perdue, l’ENTSO-E propose une
méthodologie commune permettant à chaque gestionnaire de réseau (GRT) de faire
connaître en permanence la somme des masses connectées en rotation
de manière synchrone, ainsi que celle des dispositifs de « grid forming »
destiné à en compenser le manque, notamment par des compensateurs statiques
synchrones (STATCOMs), qui sont des moteurs synchrones tournant à vide, ainsi
que des condensateurs statiques (SCs) ou des unités
de production non synchrones ou synchrones (Power Park Module ou PPM) grâce
à des dispositifs d’électronique de puissance.
Chaque pays devra décider du mix opportun entre grid
forming et énergie cinétique conventionnelle pour recouvrer la valeur minimale
demandée.
L’urgence d’une
constante d’inertie minimum ( Hmin ) égale à 2 sMW/MVA
Le rapport propose des mesures d’urgence. Et
considère notamment que « tous les pays doivent lancer des actions dès que
possible pour garantir progressivement une constante d’inertie minimum ( Hmin )
égale à 2 sMW/MVA pendant 50 % de
l’année.
Dans un objectif ultérieur tous les pays devront garantir Hmin = 2 sMW/MVA
pendant 90 % de l’année. Les
réévaluations futures devraient également envisager d'autres améliorations des
méthodes d'allocation d'inertie en prenant en compte des paramètres
supplémentaires, tels que l'équilibre du système ou la charge du système. Ces
améliorations devraient viser à maintenir une distribution d'énergie cinétique
efficace et équilibrée dans l'ensemble de l’Europe continentale. « À titre d'exemple d'application, les
pays principalement exportateurs d'une grande quantité d'énergies renouvelables
connectées verraient leurs besoins supplémentaires en énergie cinétique répartis de manière plus uniforme par
rapport aux autres pays. »
Ce qui semble conférer à la France, qui a opté pour
une décarbonation axée sur le nucléaire, un rôle majeur dans la restauration de
l’énergie cinétique du système grâce à ses énormes turboalternateurs
synchrones. Et devrait faire comprendre que lorsque le vent souffle sur
l’Europe, c’est d’autant moins le moment pour les éoliennes françaises de
prendre la place de l’inertie du nucléaire qu’un rapport
de l’Inspecteur général pour la sûreté nucléaire, vient de suggérer que les
variations de régime ainsi imposées pourraient de surcroît, altérer la sûreté
des réacteurs, en écrivant : « J’estime que la priorité donnée aux EnR, dans
une complémentarité unilatérale nucléaire-EnR, conduit à des variations de
puissance dont il serait d’autant plus opportun de se dispenser qu’elles ne sont jamais anodines sur la
sûreté, notamment la maîtrise de la réactivité, et sur la maintenabilité, la longévité et le
coût d’exploitation de nos installations .»
La guerre hybride
D’autre part, les EnR sont particulièrement sensibles aux cyberattaques. Le
FBI
a récemment alerté sur cette menace permise par la grande connectivité des
EnR américaines, tandis qu’un
rapport britannique de 2022 dénonçait ce risque lié à leur multiplication
et leur système de pilotage à distance qui facilitait leur piratage. En
second lieu, la dépendance à une chaîne d'approvisionnement mondiale introduit
des vulnérabilités supplémentaires, car des composants critiques peuvent être
compromis avant même leur installation. Selon
Euractiv, un piratage éthique a déjà démontré la facilité du piratage de
millions de panneaux solaires aux Pays Bas. Il devient évident que dans la
guerre hybride contre la Russie dans laquelle s’engage l’Europe, il sera
autrement plus facile de plonger le continent dans le noir en piratant ses
énergies renouvelables, qu’en bombardant une centrale nucléaire, comme l’a
montré la résistance
de celle de Zaporijjia après avoir essuyé le tir de pas moins de12 missiles
dans le seul weekend du 19 et 20 novembre 2023. La diminution de l’inertie du
réseau faciliterait alors l’effet délétère d’arrêts et redémarrages
intempestifs simultanés de plusieurs parcs éoliens, à l’image de leur
comportement incontrôlable qui a compliqué la situation lors de la panne
géante de 2006.
L’instabilité du contexte géopolitique a amené l’Europe à décider un effort
sans précédent pour se réarmer. On sait que les infrastructures énergétiques
seront la cible privilégiée des attaques malveillantes, de même qu’elles l’ont
été en Ukraine par la Russie. La résilience du réseau électrique d’Europe
continentale repose sur l’inertie des réacteurs nucléaires français, pierre
angulaire de la restauration en cas d’écroulement du réseau, et dont la
résilience est démontrée par la réussite de leurs tests
périodiques d’ilotage. Leur imposer des régimes de fonctionnement liés aux
caprices de la météo, c’est prendre la responsabilité de compromettre le
meilleur atout de l’Europe dans la période troublée qui s’annonce.
Le traitement
Les besoins en
électricité
La
programmation pluriannuelle de l’énergie, mise actuellement en consultation,
table sur une réduction de la consommation d’énergie finale comprise entre l’objectif
de 1 243 TWh en 2030 fixé par la Directive 2023/1791/EU relative à l’efficacité
énergétique (DEE) et un maximum de 1410
TWh. La part croissante que devra en prendre l’électrification est prévue à 34%
au lieu de 27% en 2023, soit une consommation d’électricité prévue entre 422,6
TWh et un maximum de 479,4 TWh en 2030. C'est-à-dire une quantité largement
couverte par la seule production du parc nucléaire avec un facteur de charge de
80% (441 TWh) dont les pointes de consommation seraient lissées par une
production hydraulique supérieure chaque année à 50 TWh. Même à horizon 2050,
les économies d’énergie sont supposées ramener la consommation finale à 1060
TWh, dont 54% d’électricité, soit 572 TWh électriques, et donc guère plus que
les 536 TWh de 2024, sans l’EPR de
Flamanville3.
Les délais de
construction
En tout état de cause, l’urgence de développer des énergies
intermittentes pour répondre à une augmentation de consommation électrique
qu’on ne voit d’ailleurs toujours pas venir peine à convaincre. Selon
la SFEN, les temps de construction des réacteurs connectés au réseau en
2021 varient entre 56 mois (Tianwan 6) et 122 mois (Kakrapar 3) avec une médiane de 88 mois, tandis que le
PDG d’EDF Luc Rémont affirme pouvoir construire des EPR2
en 70 mois, soit moins de 6 ans. Bien sûr, on connait les lenteurs
administratives et recours juridiques susceptibles de faire éterniser cette
durée.
Le cas de l’autoroute A69 en est la parfaite illustration.
Le cabinet Gossement Avocats en a retracé
l’historique ayant précédé la décision du tribunal de Toulouse ordonnant
l’arrêt des travaux de l’autoroute A69 alors terminé à 70% après des centaines
de millions d’euros investis. C’est en effet le 8 mars 1994 que le ministère de l’équipement avait approuvé ce
projet de liaison. Il a fallu attendre 2017 pour que le préfet de Haute-Garonne
porte par arrêté l’utilité publique du projet de travaux après instruction du
dossier. Utilité publique entérinée par le décret du 19 juillet 2018 et
confirmée en 2019 par le Conseil d’État qui rejetait les recours tendant à son
annulation. Et c’est donc plus de 30 ans après que la décision a été prise, que
les travaux ont été interrompus pour une utilité publique désormais refusée.
La volonté politique
Pour restaurer Notre Dame dans les temps impartis, des
dérogations ont été accordées en termes d’urbanisme
et de protection du patrimoine, de marchés
publics, et de protection
de l’environnement. L’argument du délai excessif pour la construction de
nouveaux réacteurs ne résisterait pas à une volonté politique ferme dans un
contexte hostile de souveraineté menacée, quitte à envisager un partenariat
étranger tel que celui qui a présidé à la construction de notre parc historique
avec les États-Unis. Tandis qu’on attend toujours la première manifestation
concrète de cette volonté, 3 ans aujourd’hui après le discours de Belfort.
La Directive sur les EnR
Les Directives européennes sur les énergies renouvelables, dont la dernière
révision date de 2023 fixent un objectif contraignant au niveau de l’Europe et non des États qui doivent la
transcrire dans les droits nationaux, contrairement aux Règlements européens
qui sont immédiatement contraignant pour chaque État. L’archaïsme du concept
même de renouvelable est mis en évidence par le chauffage individuel au bois, désormais
dans le collimateur de la Commission européenne qui cherche clairement
à l’interdire à court terme pour raison sanitaire et qui représente de loin
la première
source d’énergie renouvelable consommée en France, devant l’hydraulique et
l’éolien. Ce diktat qui pénalise l’énergie nucléaire, pourtant décarbonée
pourrait être dénoncé par la France, qui refuse
d’ailleurs de régulariser son retard sur ce point concernant l’objectif
2020.
Perspectives d’avenir
La fragilisation du système électrique et particulièrement celle de notre
parc nucléaire doit cesser sans délai. De part et d’autre des frontières, la quantité
de cyberattaques a explosé en 2022, pour s’en prendre aussi bien aux
infrastructures qu’à l’opinion publique qu’elles manipulent pour saper la
confiance dans les institutions et les projets qu’elles portent. La crise
existentielle que doit affronter l’Europe implique des mesures d’exception
destinées à ne pas laisser les « idiots utiles » de cette
manipulation faire prospérer indéfiniment devant les tribunaux des freins au nécessaire
redressement économique et industriel. Dans ce nouveau contexte, le délai de
construction des outils nécessaires ne saurait faire obstacle à l’aménagement d’une
résilience indispensable à la réindustrialisation du pays.
Dans cette entreprise, bien des idées reçues jusqu’alors devront être scrupuleusement
questionnées.
