L’Europe dans le gaz

L’Europe dans le gaz

 Jean Pierre Riou

En forme de mise à jour de la tribune publiée dans :

« Le maillon faible du monde occidental »

 

Où il est confirmé que l’Hiver est le meilleur allié de la stratégie militaire Russe

 

Quand la Russie coupe le gaz

Selon Reuters, Gazprom n’a prévu aucune livraison de gaz vers l’Europe en février par le gazoduc Yamal qui transite par le Belarus et la Pologne. Ce flux d’Est en Ouest s’était interrompu le 21 décembre à 6 heures du matin et les compteurs de Mallnow, à la frontière germano-polonaise, indiquent une inversion du flux. Car l’Allemagne utilise depuis le gazoduc en sens inverse pour livrer la Pologne grâce à son alimentation par Nord Stream 1 qui se trouve relié à la frontière polonaise par le tronçon OPAL, ainsi que le suppose la presse polonaise. Celle-ci se désole de devoir importer son gaz d’Allemagne sans même tirer de bénéfice de son « puissant atout géographique » du transit historique par Yamal.

C’est ainsi que, selon ce même article, les négociants en gaz misent sur les stocks, pourtant au plus bas, pour éviter de nouveaux contrats à des prix historiquement hauts. Moscou se défendant de jouer sur les cours au prétexte que rien ne l’oblige à livrer ses contrats par le gazoduc Yamal, ainsi que l’a déclaré le vice-ministre des Affaires étrangères de la Fédération de Russie, Alexander Pankin, à RIA Novosti.

 

Nord Stream 2

Le gazoduc Nord Stream 2, aujourd’hui achevé et opérationnel, est au cœur d’une bataille juridique qui concerne sa certification, à laquelle l’Ukraine et la Pologne doivent être associés, et plus particulièrement la dérogation que Nord Stream 2 AG tente d’obtenir au sujet de la séparation entre production et transport imposée par la Directive européenne.

Selon cette analyse juridique qu’en fait « Grand Continent », Gazprom se contenterait actuellement de vider ses réservoirs européens pour honorer ses contrats que rien n’oblige à transiter par Yamal.

Dans la mesure où ces réservoirs, historiquement bas, sont déjà à moitié vides, quantité d’observateurs y voient une pression sur l’Union européenne pour accélérer le démarrage de Nord Stream 2, bien entendu.

 

L’exacerbation de la question ukrainienne

Ces tensions sur le gaz sont exacerbées par la détérioration des relations diplomatiques avec la Russie au lendemain de l’échec des négociations sur la situation en Ukraine.

Ces négociations entre la Russie, d’une part, et les États-Unis  et l’Otan et, d’autre part, se sont en effet soldées par un échec tant à Genève qu’à Bruxelles et à Vienne, où l’OSCE s’est inquiétée de «l’urgence" à rétablir des canaux de dialogue, Moscou ne voyant plus l'utilité de nouveaux pourparlers avec les Occidentaux dans les prochains jours, tant les divergences sont profondes.

 

La délégation russe avait en effet fixé le préalable de la ligne rouge de l’extension de l’Otan vers l’Est considérée inacceptable par le Kremlin en raison du déploiement de missiles déjà pointés sur Moscou dans les nouveaux pays membres de l’Otan, tels que les lanceurs Mk 41 adaptés à l'utilisation des systèmes de frappe Tomahawk situés en Roumanie et dont le déploiement est prévu en Pologne.

Et le vice-ministre russe des Affaires étrangères Sergueï Ryabkov, arrivé à Genève pour ces négociations, a déclaré à l’Agence Tass que l’Otan devait revenir à ses frontières de 1997 et éliminer l’infrastructure militaire existante, de manière unilatérale et sans contrepartie.

Ajoutant que la Russie qui s’était retirée du pacte de Varsovie lors de sa dissolution en 1991 après la réunification de l’Allemagne, il dénonce aujourd’hui la mauvaise foi occidentale à prétendre n’avoir jamais promis de ne pas en profiter pour y étendre l’influence de l’Otan, alors que « cela faisait partie intégrante du paquet politique, qui a été discuté au stade de la réunification allemande, de la dissolution du pacte de Varsovie, du retrait de l'Union soviétique des pays de l'ex - militairement - Pacte de Varsovie »

Et Sergueï Ryabkov considère qu’il est temps aujourd’hui de mettre un terme à cette situation en raison des « dommages directs à notre sécurité ».

 

Selon Zone Militaire, ces revendications sont restées « aussi primordiales pour Moscou qu’elles sont inacceptables pour les Occidentaux ». Le représentant russe auprès de l’OSCE aurait déclaré « Si nous n’entendons pas de réponse constructive à nos propositions dans un délai raisonnable et si le comportement agressif envers [la Russie] se poursuit, alors nous devrons prendre les mesures nécessaires pour assurer l’équilibre stratégique et éliminer les menaces inacceptables pour notre sécurité nationale ».

 

Les entraves stratégiques d’une Europe ambigüe

Pour autant, malgré les menaces de sanctions évoquées à l’égard de la Russie, pour la ministre allemande de la Défense, Christine Lambrecht, le gazoduc NordStream 2 devait « rester à l’écart » de cette affaire.

 

A l’inverse, et dans le droit fil des nouvelles sanctions américaines du 22 novembre contre Nord Stream 2, le PDG du géant ukrainien Naftogaz, Yuriy Vitrenko, a considéré absurde que ce gazoduc n’ait pas été au centre de ces négociations, ajoutant même que des menaces sur Nord Stream 1 devraient utilement être évoquées en réponse à de nouvelle agression.

 

Tandis que ces sanctions américaines contre Nord Stream 2 entrent dans le cadre du « Protecting Europe’s Energy Security Act » de 2019 destiné à protéger la sécurité énergétique de l’Europe de toute coercition russe excessive, on peut s’étonner de l’ambigüité de la politique occidentale qui appelle l’intégration de l’Ukraine dans l’Otan depuis le sommet de Bucarest en 2008, tout en la dépossédant de ses atouts stratégiques face à la Russie en facilitant son contournement pour alimenter l’Europe en gaz.

Et plus encore, sur celle de l’Allemagne dont l’Energiewende mise gros sur le gaz, notamment avec sa filiale GazpromGermania.

 

Les importations françaises ne proviennent que pour 16,8% de la Russie, grâce notamment à la diversification permise par ses 4 terminaux méthaniers de Montoir-de-Bretagne, Fos-Tonkin, Fos-Cavaou et Dunkerque.

Pour autant, l’Europe ne semble pas en situation de se passer aujourd’hui du gaz russe.

Avec les compromissions qu’il implique.

Haro sur le baudet nucléaire

  

Haro sur le baudet nucléaire

 Jean Pierre Riou

Quand les chiffres réhabilitent le bouc émissaire

Cet hiver, les coupures de courant dépendront des températures. Comme on pouvait s'y attendre, c'est le nucléaire qui est montré du doigt pendant que les énergies renouvelables sont supposées voler à notre secours. Pas assez vite cependant pour éviter un recours accru au charbon.

Pour se forger une opinion, un rappel et quelques chiffres ne seront pas inutiles

Perseverare diabolicum

Malgré l’avertissement de l’ASN en 2007, la volonté politique de réduire la part du nucléaire a privé le parc de production électrique français du renouvellement de ses réacteurs et d’une politique de long terme d’investissement dans la prolongation des réacteurs existants.

Au lieu de quoi, la trésorerie dégagée par la production des réacteurs d’EDF, déjà amortis financièrement et paresseusement nommée « rente nucléaire », a été détournée vers le financement de concurrents d’EDF, via l’ARENH, ou celui de la transition énergétique.

 

Réalisant la « Prophétie de Monsieur Lacoste » nous devrions choisir aujourd’hui entre sûreté nucléaire et sécurité d’approvisionnement, en cédant à des concessions sur le programme de maintenance afin d’éviter des coupures de courant, ainsi que semble le laisser entendre la demande qui aurait été faite à EDF, de «" remettre en marche" des réacteurs nucléaires arrêtés pour maintenance ».

 

En tout état de cause, un décret ministériel doit autoriser les centrales à charbon françaises à fonctionner davantage que ne le prévoyait la loi.

Nous reproduisons en épilogue le commentaire personnellement déposé le 4 janvier lors de la consultation du public à son sujet.

La fiabilité nucléaire en question

Aux arrêts de tranche programmés de façon à aborder l’hiver dans les meilleures conditions, s’est greffée, lors de sa visite décennale, la découverte fortuite d’une corrosion anormale sur les circuits de refroidissement du réacteur n°1 de la centrale de Civaux. EDF a pris alors la décision d’arrêter également le réacteur n° 2 ainsi que les 2 réacteurs de conception similaire de la centrale de Chooz.

Soit 5990MW supplémentaires dont il faudra se passer cet hiver.

C’est ainsi que 13 377MW font défaut au 9 janvier.  Les 1100MW de Flammanville2 devant revenir sur le réseau le 10 au matin, et 3200MW courant janvier pour aborder la période la plus critique qu’est, chaque année, celle de début février.

Mais en attendant, seuls 47 993 MW nucléaires sont donc opérationnels.

Ils n’en fournissent pas moins actuellement (9 janvier 14h15), une puissance effective de production de 47 417 MW, soit un facteur de charge de 98,79% des réacteurs opérationnels, et de 77,26% de des 61370MW de l’ensemble du parc nucléaire, au moment de la journée où nous devons à nouveau importer.

Il est important de remarquer que ce facteur de charge de 77,26%, au pire de la situation et au cœur des plus vives critiques, reste supérieur à son facteur de charge moyen de 2020, qui est de 62,38% pour une production de 335,4TWh selon le dernier rapport de RTE.

Rappelons que ce n’est pas la puissance installée du nucléaire qui est visée par le projet de réduction à 50% du mix électrique, puisque celle-ci est déjà de 45,1% de la puissance totale du parc, mais bien sa part de la production totale, qui, de 67,1% en 2020 est jugée excessive.

C’est la faiblesse de ces 77,26% de facteur de charge qui fait aujourd’hui accuser le nucléaire d’être aléatoire, voire intermittent, en raison des incidents qui ont affecté son facteur de disponibilité.

Ces indisponibilités, largement programmables, sont critiques aujourd’hui pour n’avoir pas été prévue depuis plus de 15 ans.

Nous ignorons d’ailleurs tout du facteur de disponibilité des moyens de production alimentés par des flux et non des stocks de combustible.

Notre parc nucléaire a montré aujourd’hui que même en exploitation dégradée les 99% de facteur de charge de sa puissance opérationnelle permettent, lorsque c’est nécessaire, d’assurer une production bien supérieure à sa moyenne annuelle.

Tandis que le facteur de charge de l’éolien peut être inférieur à 1%, même au plus vif des besoins, et que celui du photovoltaïque est toujours de 0% quand on aurait le plus besoin de lui, c'est-à-dire lors des pics hivernaux de consommation.

Mais c’est le baudet qui assure notre sécurité qui est choisi comme bouc émissaire.

Mise à jour du 10 janvier

Comme annoncé hier, ci-dessus, Flamanville 2 a retrouvé l'intégralité de sa puissance à l'heure prévue.

(Source RTE https://www.services-rte.com/fr/visualisez-les-donnees-publiees-par-rte/production-realisee-par-groupe.html)

et permet au parc nucléaire d'aborder la semaine en développant une puissance de 48691MW, soit plus de 79% de facteur de charge, tandis que l'éolien, avec 1318MW, s'écroulait à 7,1% de sa puissance installée, soit le 1/10 de la puissance qu'il fournissait la veille, dimanche à 1 heure du matin quand on n'en avait pas besoin. 

Moins de nucléaire, c’est plus de thermique

En l’occurrence, la baisse de production nucléaire vient donc de s’accompagner d’un recours accru au charbon.

Et que cette baisse ait été fortuite, ou non, ne change rien à l’affaire.

La fermeture de 14 réacteurs inscrite dans la Programmation pluriannuelle de l’énergie est une bien mauvaise nouvelle pour le climat, mais aussi pour notre sécurité électrique.

 

Épilogue

 La disparition des marges dont disposait RTE, notamment en raison de la fermeture de Fessenheim ne saurait être étranger au décret du 26 décembre 2021 qui permet de remettre en question les critères de défaillance de la sécurité électrique dont est responsable la ministre de l'écologie.

Un projet de décret doit donc permettre une plus grande utilisation du charbon, le commentaire ci-dessous a été déposé

Bonjour Riou

vous avez déposé un commentaire sur le site des consultations publiques
du Ministère de la Transition écologique
http://www.consultations-publiques.developpement-durable.gouv.fr
au sujet de la consultation Projet de décret modifiant le plafond
d’émission de gaz à effet de serre pour les installations de production
d’électricité à partir de combustibles fossiles 

Date et heure du dépôt : le 04/01/2022 à 16:39
Titre de votre commentaire : La prophétie de Monsieur Lacoste
Votre commentaire :

Le 22 juin 2007, André-Claude Lacoste Président de l’Autorité de
sûreté nucléaire (ASN) mettait en garde le Gouvernement  sur la
nécessité de disposer de capacités de production électrique suffisantes
pour gérer sereinement les réexamens de sûreté des réacteurs
nucléaires. Et concluait « Il importe donc que le renouvellement des
moyens de production électrique, quel que soit le mode de production, soit
convenablement préparé afin d’éviter l’apparition d’une situation
où les impératifs de sûreté nucléaire et d’approvisionnement
énergétique seraient en concurrence. »

Non seulement son avertissement a été ignoré dans le développement des
moyens pilotables permettant de garantir la sécurité électrique, mais on
incrimine aujourd’hui  la faible disponibilité de notre parc nucléaire,
que la Programmation pluriannuelle de l’énergie prévoit de réduire
encore.
On ne semble réaliser qu’aujourd’hui que la production éolienne, qui
était supposée renforcer notre sécurité électrique, est susceptible de
s’effondrer à moins de 5% de sa puissance installée au moment où on
aurait le plus besoin d’elle.
Le gestionnaire du réseau RTE vient aujourd'hui de faire état d'une
exploitation en situation dégradée qui entraîne un risque de
défaillance (recours aux moyens post-marché) qui «  serait probable en
cas de vague de froid (de l’ordre de 4°C en dessous des normales) ou de
situation de très faible production éolienne sur la plaque européenne,
et quasi-certain si ces deux facteurs se combinent ».
On sait pourtant que le dimensionnement du parc de production électrique
est directement corrélé à la puissance appelée par les pics de
consommation et qu’une vague de froid anticyclonique, et donc sans vent,
représente la plus grande menace sur l’ensemble de cette plaque
européenne.
Le code de l’énergie limite à 3 heures par an le recours à chacun des
moyens envisagés par RTE, sous la responsabilité du ministre de
l’écologie qui « élabore et met en œuvre la politique de l'énergie,
afin, notamment, d'assurer la sécurité d'approvisionnement »
En matière climatique, force est aujourd’hui d’en déplorer les
effets.

Pilotable ou intermittent.

 Pilotable ou intermittent.

Jean Pierre Riou

 Article republié dans https://www.lemondedelenergie.com/renouvelables-pilotabilite-intermittence/2022/01/14/

Certaines énergies renouvelables présentent l’inconvénient majeur de n’être pas pilotables et de produire de façon intermittente et aléatoire une électricité dont la décorrélation avec les besoins de la consommation les prive de la moindre valeur marchande en tant que telle.

Pour autant, les vifs « débats d’experts » sur le sujet demandent une clarification de la nature du caractère aléatoire et du concept même de cette intermittence.

 

Préambule :

Facteur de charge et facteur de disponibilité

TOUS les moyens de production (ou de stockage) sont susceptibles d’être momentanément indisponibles, tant de façon programmée, pour maintenance, que de manière fortuite pour incident.

Cette « disponibilité opérationnelle » (https://www.kkg.ch/fr/i/arbeitsverfuegbarkeit-_content---1--1294.html) peut être totale ou partielle et son facteur de disponibilité en rend compte.  (https://boowiki.info/art/industrie-de-l-energie/facteur-de-disponibilite.html)

 

Un moyen de production (ou de stockage) peut également être techniquement disponible mais être dépourvu, partiellement ou totalement, de la source d’énergie nécessaire à son fonctionnement.

Cette source d’énergie peut être sous forme de stock ou bien sous forme de flux. La variabilité de ce flux détermine alors le « facteur de charge » d’un moyen de production dont la disponibilité opérationnelle permettrait, en cas de besoin, un fonctionnement  à la puissance nominale.

 

RTE publie quotidiennement les indisponibilités, même infimes, de tous les moyens de production (ou de stockage) dont la source d’énergie se stocke. Ce qui ne signifie pas, pour autant que le facteur de charge de la puissance disponible est égale à 1, cette puissance étant pilotée selon plusieurs critères, comme les besoins de la demande ou le prix du marché.

Le gestionnaire de production pouvant aller jusqu’à demander à un moyen de production de se déconnecter du réseau en cas de forte production dans un contexte de faible consommation, comme le montre ci-dessous la publication de cette demande faite à EDF pour le réacteur n°1 de la centrale de Saint Alban.

TOUS les moyens de production disposent de cette possibilité de réduire leur facteur de charge et se déconnecter du réseau. Les contrats éoliens récents prévoient notamment une rémunération forfaitaire d’un facteur de charge de 35% aux exploitants éoliens qui cessent leur production quand les prix sont négatifs.

Par contre une éolienne ne peut atteindre sa puissance nominale quand il n’y a pas de vent.

Au niveau national, les différents régimes de vent interdisent 100% à l’ensemble des éoliennes françaises, de même que leur production totale ne tombe jamais à 0 MW.

Pour 2021, l’écart entre le maximum et le minimum de la production des 18 549 MW éoliens (au 1^er janvier 2022) est illustré ci-dessous.

Soit entre 78,28% et 0,24% de la puissance installée.

Or, s’il est possible de réduire le facteur de charge maximum, il n’est pas possible d’augmenter la production quand le vent fait défaut.

(Source : chiffres clés RTE 2021)

C’est pourquoi l’éolien est souvent qualifié d’ «intermittent » bien que sa production ne soit jamais réellement interrompue, pour l’opposer aux moyens « pilotables », bien que ceux-ci puissent être arrêtés pour incident ou maintenance.

« Aléatoire » est également employé, bien que ce terme signifie également non prévisible, alors qu’on prévoit le temps. Certes, plus ou moins bien, mais on le prévoit. Ce qui ne veut pas dire qu’on peut le modifier lors de froids anticycloniques où la demande est la plus forte, et le vent absent.

Les professionnels de la filière semblent préférer « variable », qui est également exact.

Et tente de masquer le problème, car TOUS les moyens de production sont variable.

Mais SEULES les énergies renouvelables dites « intermittentes » sont condamnées à faire défaut lors des pics de consommation si le flux de leur source d’énergie fait défaut.

Pour éviter « intermittent » ou « aléatoire » Le Mont Champot avait analysé la situation sur la base des termes plus précis : « Dimensionnant et interactif »

http://lemontchampot.blogspot.com/2019/01/moyens-dimensionnants-et-moyens.html

Pour en finir avec le foisonnement

Afin de minimiser les effets de l’amplitude de l’écart entre puissance maximale et minimale des énergies « intermittentes » ou du moins « interactives » selon cette autre distinction, la notion de « foisonnement » viendrait en contrebalancer les effets. Non seulement un foisonnement des vents, puisque nous venons d’en voir le peu d’effets, mais un foisonnement des EnR entre elles, le soleil venant au secours du vent ou du débit des cours d’eau. Cette loi du hasard des grands nombres n’empêchera pas le soleil d’être absent de chaque pic de consommation car ceux-ci sont hivernaux vers 19 heures, après le coucher du soleil. Et l’intérêt de ce « foisonnement » reste vrai pour TOUS les moyens de production et revient à s’en remettre au hasard.

Ce qui n’est pas compatible avec des investissements visant à renforcer la sécurité.

Pour ne pas dire « aléatoire », disons « selon les caprices du vent ».

Annexe

L'hiver 2021/2022 aura été particulièrement stressant pour le système électrique français en raison de la détection par ultrasons de microfissures sur des circuits de sécurité qui ont provoqué l'arrêt immédiat des réacteurs de Civaux, puis, par précaution, de ceux de Chooz, d'une conception identique. Les quelques 6000MW qu'ils représentent se sont ajoutés aux habituelles opérations de maintenance qui ne peuvent pas être toutes programmées au plus bas de la consommation, notamment à la prolongation de l'arrêt de Penly1 (1330MW).

C'est ainsi que plus de 20 000MW ont pu faire défaut au plus fort de l'hiver sur les 61 370MW du parc nucléaire, ainsi qu'on peut le vérifier sur l'historique des indisponibilités.

Pour autant, le facteur de charge tout proche de 100% des réacteurs disponibles ont permis une puissance très voisine de 80% à l'ensemble du parc nucléaire, ainsi que le montrent les 2 illustrations ci-dessous de RTE

La ligne supérieure grise, indiquant 50 000MW montre en effet que le parc nucléaire s'est maintenu au dessus de 48 000MW tout le mois de janvier, c'est à dire avec un facteur de charge de plus de 78% ... à l'exception du samedi 1er et dimanche 2, où la consommation était à son minimum, et où l'éolien battait des records (dont l'excédent était aussitôt exporté, comme le montre le graphique ci dessous.

Le 2nd creux de production nucléaire correspondant, sur cette illustration, au second pic de production éolienne.

Ces 2 baisses nucléaires correspondant à une situation strictement identique à celle dont la demande de déconnexion d'un réacteur nucléaire est reproduite en début d'article.

Il est important de noter que ce facteur de charge, au pire moment des arrêts de réacteurs pour maintenance, est bien supérieur au facteur de charge moyen du nucléaire sur l'année. Avec 335,4TWh pour 61 370MW installés au 31 décembre, celui-ci aura été de 62% en 2020, sans même compter les TWh produits par Fessenheim qui grèvent d'autant ce facteur de charge.

C'est pourtant déjà son facteur de charge moyen trop important qu'on semble reprocher au nucléaire, puisque sa puissance installée est déjà inférieure à 50% du parc électrique (45,1%).