PPE3 contribution à la consultation du public

 

PPE3 contribution à la consultation du public

 

Jean Pierre Riou

https://www.consultations-publiques.developpement-durable.gouv.fr/consultation-du-public-sur-le-projet-de-troisieme-a3142.html

Sommaire

Carences de l’étude environnementale

Absence de prise en compte des avertissements de l’Entsoe sur la stabilité du réseau

Nucléaire et EnR, une bien dangereuse complémentarité

Des coûts de réseau exponentiels qui ne compensent pas un retard croissant

L’option d’un doublon intermittent néfaste retenue au nom d’une urgence factice

 

Carences de l’étude environnementale

CO2 réputé évité

L’analyse de l’impact de la PPE3 sur les émissions de CO2 repose sur des chiffres erronés, notamment p 187 où il est écrit : « Sur son cycle de vie complet, les émissions de gaz à effet de serre (GES) de l’énergie nucléaire française sont estimés entre 4 g/kWhCO2e et 12 g/kWhCO2e ce qui la place dans le même ordre de grandeur que les énergies renouvelables. » Ce qui est une interprétation insincère et trompeuse du rapport du GIEC cité en référence (annexe 3 page 1335) dans laquelle la fourchette du nucléaire mondial est indiquée entre 3,7 gCO2/kWh et 110 g, avec une médiane de 12 gCO2/kWh, et que c’est précisément au nucléaire français qu’est attribué 3,7 gCO2/kWh pour une exploitation à 40 ans et moins encore en cas de prolongement selon le rapport qui l’a chiffré. C’est d’ailleurs ce rapport qui est cité pour étayer le bas de la fourchette à 4 gCO2/kWh. Ce chiffre est d’ailleurs incontesté et retenu par la base empreinte de l’Ademe, tandis que cette même base empreinte retient 44 g/kWh pour le photovoltaïque, soit davantage que l’empreinte carbone du mix électrique français en 2024 en prenant en compte les cycles de vie de chaque filière, et qui était de 33,45 gCO2/kWh.

En effet, l’absence de prise en compte du cycle de vie dans les bilans RTE, qui préciserait la difficulté pour le PV de décarboner un mix moins carboné que lui, n’est pas anodine.  Dans son bilan 2023, il mentionnait 16,1 Mt CO2 pour 2023 et précisait pour une fois dans son rapport  « En tenant compte des émissions liées au cycle de vie, les émissions liées à la production d’électricité en France ont atteint 22,6 MtCO2eq en 2023 »

C’est ainsi que RTE, dans ses bilans annuels, fait état d’une empreinte carbone de 21,3 gCO2e/kWh en2024 en comptant uniquement les émissions directes et précise qu’il compte pour 0 gCO2/kWh pour le nucléaire ou le photovoltaïque, tandis que l’empreinte réelle du kWh du mix français aura été de 33,45 gCOe/kWh  en prenant en compte la réalité des émissions sur le cycle de vie, ainsi que le révèle le site Electricity Maps. Les émissions réelles du cycle de vie des technologies employées représente ainsi le tiers des émissions du secteur de production d’électricité et rien ne justifie l’absence de sa prise en compte, sauf bien sûr l’effet de masquer le fait que sur son cycle de vie le PV est plus émetteur que le mix moyen, 10 fois plus émetteur que le nucléaire, et que l’éolien l’est 3 fois plus.

Or les projections de la PPE se fondent sur les analyses de RTE ou le rapport Secten du CITEPA, qui ne considèrent que les  émissions directes dont le CITEPA est chargé de l’inventaire, et occulte à ce titre l’analyse du cycle de vie des technologies visées.

C’est ainsi que la modulation à la baisse induite sur le parc nucléaire (en rouge sur l’illustration ci-dessous) qui est évidente à chaque pic solaire quotidien (en jaune) ou chaque production abondante d’éolien (en gris) qui apparaît clairement chaque mois sur le site Energy Charts (fig 1), entraîne une augmentation des émissions du parc électrique pour la part de nucléaire (3,7 gCO2e/kWh) remplacée par du solaire (44gCO2e/kWh), ou même par de l’éolien (14 gCO2e/kWh). Augmentation qui est occultée par l’attribution trompeuse de 0 gCO2e/kWh pour chacune de ces filières.

Fig 1

Effet délétère du suivi de charge sur les filières thermiques

D’autre part, tout énergéticien sait que les émissions directes de CO2 sont inversement proportionnelles au rendement des centrales thermiques. Lors de sa conférence donnée à Louvain-la-Neuve, Jean Snoeck a chiffré cette corrélation qui fait notamment état de 320 gCO2/kWh pour un rendement supérieur à 60%, en prenant l’exemple de la centrale à gaz deBouchain, et montre que ces émissions dépassent 2000 gCO2/kWh lorsque le rendement tombe à 10%. Tableau dont l’illustration est reproduite dans la figure 2..

 Fig 2

 Or les régimes partiels et à coups de fonctionnement imposés au centrales thermiques pour lisser la production intermittente des EnR affecte largement leur rendement sans que l’augmentation des facteurs d’émission ainsi induite ait jamais été prise en compte ni évaluée par la moindre étude de terrain. La seule étude de ce type connue étant celle de Duke Energie dans son dossier de demande de dérogation à ses obligations d’émission, dans la mesure où son suivi obligé des cycles du photovoltaïque dégrade précisément son bilan environnemental. En tout état de cause, ces régimes partiels posent un problème environnemental en augmentant les émissions d’oxydes d’azote (NOx) sans que cette dégradation du volet sanitaire ait fait l’objet de la moindre étude d’impact.

Cette carence d’évaluation environnementale a fait l’objet d’une question de la sénatrice Loisier dont la réponse du gouvernement se contente, en n’en citant pas la moindre, de prendre acte du fait qu’aucune étude de terrain n’a cherché à vérifier la réalité des émissions supposées évitées, alors qu’en tout état de cause, les chiffres sont largement faussés à la fois par l’absence de prise en compte du cycle de vie et par l’augmentation des facteurs d’émission imposés aux centrales thermiques.

Une fâcheuse coquille

Notons qu’il est indiqué p 193 « Gaz naturel : 418 gCO2e/kWh. A titre de comparaison, le nucléaire est estimé entre 4 gCO2e/kWh et 12 gCO2e/kWh, le PV 3 gCO2e/kWh, l’éolien terrestre 1 g CO2e/kWh et l’éolien en mer 1,5 gCO2e/kWh. »

Il est fâcheux de voir apparaître une telle erreur qui divise par 10 les chiffres de l’Ademe sur l’éolien et le PV et fait semblant de ne pas savoir que « entre 4 g et 12 g » représente la fourchette du nucléaire mondial diffusée par le GIEC et qu’en France les 3,7 g sont officiellement reconnus par l’Ademe et n’ont été contestés par personne.

 * Mise à jour postérieure à l'envoi de la contribution : la croustillante explication de cette coquille annexée en fin d'article

Absence de prise en compte des avertissements de l’Entsoe sur la stabilité du réseau

L’augmentation de la part d’énergies renouvelables induit une diminution de l’inertie du réseau européen qui le fragilise en diminuant le temps disponible aux régulateurs pour prendre les mesures nécessaires, destinées à  éviter l’écroulement du réseau par effet domino,  en rétablissant immédiatement la fréquence lors du moindre incident. Le gestionnaire européen du réseau Entsoe a multiplié les alertes réclamant 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 ». L’Entsoe 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. L’inertie du parc français permise notamment par les énormes turboalternateurs des réacteurs nucléaires a assuré jusqu’alors un rôle majeur dans l’équilibre de cette inertie européenne. La carence d’étude d’impact sur ce point dans la PPE3 est à déplorer.  

Nucléaire et EnR, une bien dangereuse complémentarité

La première illustration a montré le lien entre la production d’EnR et la modulation à la baisse du nucléaire. Celle-ci est généralement opérée pour raison économique dans la mesure où la production d’EnR fait écrouler le cours du MWh jusqu’à des prix négatifs ainsi que cela s’est produit 351 fois en 2024, contre 4 fois en 2017. Pour autant, ces productions ne peuvent pas remplacer la moindre puissance pilotable installée dans la mesure où elles sont susceptibles d’être absentes au moment où on en a besoin. Mais elles compromettent le modèle économique du nucléaire à la fois en l’amenant à réduire sa production et en en cannibalisant la valeur. D’autre part le récent rapport de l’Inspecteur général pour la sûreté nucléaire vient de dénoncer les effets potentiellement néfastes de cette modulation sur la sûreté des installations. 

Des coûts de réseau exponentiels qui ne compensent pas un retard croissant

Dans « Futurs énergétiques 2050», RTE avait montré que les scénarios étaient d’autant moins onéreux qu’ils comportaient une composante nucléaire importante. L’exemple de l’Allemagne montre les répercussions du développement de l’intermittence sur les coûts du réseau avec un engorgement structurel croissant de celui-ci malgré son plan de 460 milliards d’euros destinés à le développer. Ces coûts qui frappent déjà le consommateur français depuis le 1^er février 2025 via le TURPE malgré la baisse du coût du MWh ont pour effet de ralentir l’électrification des usages dans un contexte de baisse de la consommation électrique. L’argent public aurait été plus efficacement employé à soutenir cette transition au lieu d’encourager la production d’excédents aléatoires dont la multiplication des prix négatifs dénonce l’inutilité. La réduction des énergies fossiles, visée à 30% dans les 10 années qui viennent, passent, à l’évidence, par l’attractivité d’une électricité dont la France est très largement excédentaire et non par la fragilisation de son parc de production et l’élévation des coûts de son réseau. Pour RTE, les coûts de stockage seraient infiniment plus onéreux que les coûts de réseau pour valoriser une même quantité de production d’EnR. Pourtant, la PPE3 considère, p 123, que « la sécurité d’approvisionnement est conditionné ( …  )à la réussite de défis industriels (prolongation du nucléaire, développement de l’éolien en mer, flexibilisation de l’électrolyse).  Cette flexibilisation de l’électrolyse est en effet une promesse nécessaire pour justifier le développement de davantage d’intermittence. On sait malheureusement que même la rentabilité de l’électrolyse par cogénération nucléaire, autrement plus rationnelle, est déjà bien fragile. Et que ce n’est pas demain qu’il sera économiquement viable de faire fonctionner des électrolyseurs de façon intermittente au gré du vent.

L’option d’un doublon intermittent néfaste retenue au nom d’une urgence factice

La PPE3 affirme « Compte-tenu des délais associés à la construction de nouveaux réacteurs nucléaires, la France ne disposera pas de moyens de production supplémentaires de nucléaire avant 2035, hors augmentation de puissance des réacteurs nucléaires existants. Le développement des énergies renouvelables en complément du nucléaire est donc essentiel pour permettre de répondre à l'augmentation très forte des besoins en électricité à l'horizon 2035 puis 2050 et sortir des énergies fossiles. »

Cette urgence invoquée pour accélérer les développement des EnR est contredite par les faits qui font état à la fois d’un excédent de production française qui la place de loin au rang de premier exportateur mondial et d’une multiplication des prix négatifs qui dénoncent l’absence de demande pour les productions aléatoires avec lesquelles ils sont corrélés. Et d’autre part, une stagnation de la consommation en raison du succès des économies d’énergie et des difficultés de l’industrie, en raison notamment de l’augmentation du prix du MWh liée aux coûts exponentiels de l’aménagement des réseaux pour intégrer les énergies renouvelables (37 milliards pour le seul raccordement de l’éolien en mer).

La PPE3 table (p 89) sur un scénario d’une production de 685 TWh en 2035 en faisant référence au bilan prévisionnel de RTE pour la période 2023 2035. Ce bilan prévisionnel le plus récent, publié le 30 juillet 2024 https://www.rte-france.com/analyses-tendances-et-prospectives/les-bilans-previsionnels#Lebilanprevisionnel20232035 fait pourtant état, page 8, d’une consommation 2035 qui ne dépasserait pas 580 TWh en cas d’économies d’énergie réussies et tomberait à 525 TWh en cas de contexte macro économique dégradé par une mondialisation contrariée. Soit une consommation inférieure aux 539 TWh produits en 2024 https://analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electrique-2024/production#Vuedensemble sans même le concours de l’EPR de Flamanville 3 !

Les élections américaines annoncent cette «  mondialisation contrariée» et la prolongation des réacteurs à 60 ans contredit d’autant mieux tout caractère d’urgence  que la réserve des 13,1 GW de centrales au gaz atteint à peine la moitié de sa puissance disponible lors des pics de consommation, comme le montre ci-dessous leur production 2024 sur le site de l’institut Fraunhofer..

Fig 3

Plus que jamais, il importe de ne pas se précipiter, au nom d’une urgence factice, dans des solutions dangereuses pour la stabilité du réseau européen, pour la rentabilité économique de nos réacteurs nucléaires et pour le prix pour le consommateur dont l’enchérissement des taxes liées au développement du réseau menace de ruiner l’électrification des usages, et par là même interdire la réindustrialisation qu’elle est supposée permettre, sans le moindre avantage pour la décarbonation d’un mix électrique qui est déjà décarboné.

Avant qu’il ne soit trop tard

C’est ainsi qu’après avoir électrifié ses fours à pneus en 2022, Michelin envisage de fermer plusieurs sites en France, notamment à cause du prix de l’énergie, ou que le PDG de Saint Gobain remet en question le maintien de l’industrie en France à cause des tarifs d’EDF. En se pressant vers des solutions dangereuses pour répondre aux besoins d’une réindustrialisation rêvée dont on attend toujours les prémices, la PPE3 multiplie les raisons d’un double échec : celui de la réindustrialisation et celui de l’électrification des usages. L’expérience de 2022 aurait dû faire prendre la mesure des conséquences de l’écroulement de toute l’économie quand s’envole le prix d’un MWh que l’Europe nous enviait avant l’aventure des EnR. En effet, quantité d’études et notamment celle de la Fondation Concorde de mars 2025 détaillent les raisons de la corrélation partout constatée entre développement des EnR et augmentation du prix du MWh pour le consommateur.

 Mais aucun enseignement n’est tiré du véritable cas d’école allemand d’une politique vouée à l’échec après avoir durement pénalisé son industrie.

L’Assemblée nationale vient d’adopter un amendement au projet de loi de simplification de la vie économique visant à repousser la PPE  au 1^er juillet 2026 pour permettre à la fois une programmation de plus long terme et une prise en compte des coûts du stockage et du réseau induits par les énergies renouvelables.

Seule une telle vision de long terme, mûrement débattue à l’Assemblée nationale, peut permettre de doter la France d’un parc de production pertinent soutenu par une volonté politique forte susceptible d’affronter sereinement les temps difficiles qui s’annoncent.

* Annexe : une étonnante explication de la coquille 

Une nouvelle version de la base empreinte de l'ADEME a très récemment remplacé la précédente. Celle-ci, reproduite ci-dessous pour les EnR n'utilise plus les grammes équivalent CO2/kWh comme c'est toujours le cas mais désormais des kgeqCO2/kWh.

 Les chiffres obtenus sont donc mille fois plus petits et sont notés avec l'exposant E-02, et E-03 pour le nucléaire, en l'occurrence 3.70E-03 qui signifie $3.70\times {10}^{-3}$

${}^{Pourquoi\; faire\; simple\; quand\; on\; peut\; faire\; compliqué\; quand\; il\; s\text{'}agit\; de\; l\text{'}information\; du\; public.}$

${}^{Pour\; connaître\; l\text{'}empreinte\; carbone\; des\; filières\; indiquées\; ci\; dessus,\; il\; suffit\; donc\; de\; diviser\; par\; cent\; puis\; multiplier\; par\; mille\; pour\; obtenir\; des}$${}^{gCO2/kWh,\; soit\; multiplier\; par\; 10.}$

Il semble que cette notation est tellement transparente qu'elle n'aura pas trompé uniquement le public, mais les services de l’État avec qui a oublié de multiplier par 10.

 

 

 

Mission DART… ou regarder le ciel tomber

De Jean-Pierre Riou - 21.02.2025

Nos ancêtres, nous dit-on, craignaient que le ciel leur tombe sur la tête.  Ce cliché quelque peu condescendant rappelle l’intimité de leur lien avec le cosmos et leur appréhension intuitive du caractère dérisoire de leurs existences, exposées à la démesure de cataclysmes susceptibles d’anéantir l’ensemble de ce qu’était alors le monde connu, et dont la foudre céleste symbolise la force. 

Depuis, alors que certains ne voient dans le progrès que destruction du vivant, là où il permet de nourrir l’humanité et de repousser toujours plus loin son espérance de vie, la démesure des ambitions du fondateur de Space X pourrait avoir marqué le jour du 24 novembre 2021, comme celui où sa fusée Falcon 9 aura préfiguré la délivrance de notre planète d’une malédiction originelle en propulsant la mission Dart. 

La malédiction des astéroïdes

La collision d’un astéroïde d’un diamètre de 10 km avec la terre entraînerait des extinctions massives dont l’espèce humaine ne se relèverait probablement pas en raison de l’«hiver d’impact » [1] alors provoqué par les projections. Fort heureusement, la fréquence moyenne d’un tel événement n’est que d’une fois tous les 100 millions d’années. Mais cette probabilité est d’autant plus grande que l’objet impacteur est petit. On considère que chaque année environ 6100 météorites son assez grosses  [2] pour atteindre notre sol.

Le média Futura donne un tableau exhaustif des probabilités et conséquences [3] de ces objets selon leur taille. Un astéroïde de taille kilométrique dégagerait déjà  une énergie supérieure à la totalité de l’arsenal nucléaire mondial et suffirait ainsi à reléguer dans l’histoire ancienne nos préoccupations d’expansion démographique et de réchauffement de la planète. Selon Notre-planète.infos [4] , cette taille d’1 km serait même suffisante pour mettre fin à l’humanité. 

Dans la catégorie immédiatement inférieure, entre 100 m et 1 km, Apophis est l’un de ces géocroiseurs, c’est-à-dire que son orbite autour du soleil l’amène dans une région où peut se trouver la terre. Après sa découverte en 2004 et l’estimation de sa taille à 335 mètres, les calculs avaient suggéré une possibilité d’impact avec la terre en 2029. Cette éventualité a ensuite été écartée par la NASA qui  diffuse en temps réel l’impressionnant suivi de l’image interactive [5] de son orbite qui précise que le 13 avril 2029 Apophis passera à 37.399 km de la terre, soit juste au dessus de nos satellites géostationnaires. Cette distance sera la plus proche de nous jamais enregistrée pour un objet de cette taille. C’est grâce à son passage plus proche de la terre de mars 2021, c’est-à-dire à 17 millions de kilomètres, que de nouvelles observations avaient permis de calculer précisément sa position à 150 mètres près, et conclure que l’impact en 2068, qui n’était jusqu’alors pas exclus, n’était plus lui-même envisageable et que le risque d’une collision était écarté pour les 100 prochaines années.

2024 YR4

Mais depuis le 27 décembre 2024 [6], la NASA se penche sur  le géocroiseur « 2024 YR4 » [7] qui mesure entre 40 et 90 mètres de diamètre, en raison d’un possible impact avec la Terre le 22 décembre 2032, avec une probabilité dépassant 1%. Quoiqu’infime, le caractère significatif de cette probabilité est suffisant pour avoir dépassé le seuil impliquant la « notification officielle du risque aux autres agences gouvernementales américaines impliquées dans la défense planétaire ainsi qu’au Groupe consultatif de planification des missions spatiales et au Bureau des affaires spatiales des Nations Unies, conformément à la charte de notification du Réseau international d’alerte aux astéroïdes. »

Le 7 février, la NASA publiait une réévaluation du risque à 2,3% [8] 

Lire la suite dans European Scientist

https://www.europeanscientist.com/fr/opinion/mission-dart-ou-regarder-le-ciel-tomber/

 Mise à jour du 20 mars 

Article publié le 21 février, au moment où YR4 représentait la principale préoccupation de la communauté scientifique chargée de la surveillance.

Le risque depuis est passé en13ème position le 4 mars avec une probabilité de 0,0018%, comme le montre la mémoire du web avant de disparaitre complètement de la liste des impacteurs possibles au 20 mars, laissant supposer que la NASA considère désormais que sa rencontre avec la terre est désormais totalement exclus.

L’Europe dans le noir : dernier avertissement

 

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.