Par Michel Gay.

Alors que la sécurité d’approvisionnement diminue et que le gestionnaire du réseau d’électricité (RTE) envisage des coupures de courant cet hiver, la Commission de régulation de l’électricité (CRE) prévoit une nouvelle augmentation de 1,7 % de l’électricité le 1er février 2021 pour les particuliers.

Elle sera même de 3,02 % pour les professionnels. Cette dernière hausse sera donc répercutée sur les produits manufacturés vendus ensuite aux particuliers.

De qui se moque-t-on ?

Selon la CRE, cette hausse serait alimentée par de nombreux facteurs, « presque tous » liés à la crise économique et aux conséquences sanitaires de la pandémie.

Tout est dans le « presque tous » et dans la valeur relative accordée à ces facteurs dans cette hausse.

La CRE évoquerait notamment « l’évolution des coûts de commercialisation due aux effets de la crise sanitaire liée au Covid-19 » et « l’augmentation du coût de l’approvisionnement en énergie » des fournisseurs sur le marché de gros.

Mais ce ne sont que des causes secondaires…

La cause principale, passée sous silence, est constituée par les énormes subventions attribuées par dizaines de milliards d’euros aux éoliennes et aux panneaux photovoltaïques.

Mais le plus fort réside dans la justification de cette hausse par la CRE.

Ainsi est-il indiqué que :

« La hausse du prix de gros de l’électricité s’inscrit dans un contexte global de remontée du prix des commodités, avec des hausses du prix du charbon de 12 % » alors que le charbon n’existe pratiquement plus dans la production nationale d’électricité ( 0,3 % en 2019 ),

« du prix du gaz (PEG) de 9 % » alors que le gaz représente moins de 8 % de la production d’électricité,

« du prix du Brent de 19 % » alors que le pétrole est quasiment inexistant (0,4 %) dans la production française d’électricité,

« et du prix du quota CO 2 de 20 % » alors que justement la production d’électricité émet peu de CO2 en France et que ces émissions sont stables ou en baisse !

L’électricité avait déjà augmenté de 5,9 % le 1er juin 2019, de 1,23 % le 1er août 2019, de 2,4 % en février 2020, et de 1,54 % en août 2020.

La faute à qui et à quoi ?

Qui paie les milliards d’euros de subventions annuelles engagés pour 20 ans pour « soutenir » éoliennes et panneaux photovoltaïques ?

Qui paie les milliards d’euros supplémentaires nécessaires pour alimenter les certificats d’économie d’énergie servant notamment à isoler (plus ou moins bien) les logements pour… un euro ?

Qui paie les folies dépensières de certains de nos élus comme, par exemple, des routes solaires inefficaces et ruineuses ou des stations hydrogène superflues ?

Qui paie pour intégrer dans la facture du réseau de RTE le raccordement de l’immense gabegie (25 milliards d’euros) des éoliennes en mer pour en diminuer artificiellement le coût total ?

La Covid-19 et le nucléaire ont bon dos

Accuser la Covid-19 et le nucléaire d’augmenter le coût de production d’électricité est un écran de fumée scandaleux alors que, dans le même temps, presque tous les « distributeurs » d’électricité viennent biberonner la production nucléaire bas tarif (42 euros par mégawattheure) que leur procure l’accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH).

Ils demandent même une augmentation du plafond de l’ARENH dans le but de pouvoir concurrencer davantage le producteur EDF aux prix de production… trop bas !

La Commission européenne veut niveler les prix de vente de l’électricité… par le haut pour favoriser la concurrence des entreprises danoises et allemandes dont le coût de production est trop élevé ! Le prix de vente de l’électricité dans ces deux pays y est deux à trois fois plus élevé qu’en France à cause des éoliennes et des panneaux photovoltaïques qu’il faut subventionner !

De plus, les antinucléaires cherchent par tous les moyens à faire augmenter le coût de production du nucléaire sous des tracasseries diverses en apeurant la population avec des déclarations péremptoires et fausses ( Tchernobyl et son « nuage », Fukushima , incidents sans gravité montés en épingle à Fessenheim …)

La facture va grimper

Oui, notre facture d’électricité augmente avec le soutien financier inconditionnel des gouvernements successifs aux énergies renouvelables depuis 10 ans. Et c’était prévisible depuis 10 ans .

Le pire est à venir car le gouvernement actuel, comme les précédents, ne fait rien pour enrayer la machine infernale de la désastreuse « transition énergétique » fondée sur les énergies renouvelables intermittentes et soutenue par la loi de transition énergétique pour la croissance verte d’août 2015.

Seuls quelques parlementaires « audacieux » alertés par différents rapports de la Cour des comptes commencent à s’émouvoir de la facture démentielle pour les Français.

Une Commission d’enquête sur le coût des énergies renouvelables présidée par le député Julien Aubert a rendu ses conclusions en juillet 2019 et souligne la gabegie financière des énergies intermittentes éoliennes et photovoltaïques.

Les parlementaires découvrent l’ampleur de certains circuits financiers « autonomes » et la profondeur des sables mouvants où disparaissent inutilement par dizaines de milliards d’euros l’argent que les consommateurs paient par des taxes sur leur factures d’électricité, de gaz, et aussi de carburant , et par leurs impôts !

Quelqu’un va-t-il enfin mettre fin à cette incroyable mascarade ruineuse pour les Français ?

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Par Michel Negynas.

Rappel : il est normal que les industriels de l’énergie éolienne défendent leur secteur, qu’on leur donne la parole, et qu’on les écoute. Il est moins normal que ces gens prennent les Français pour des imbéciles.

Les responsables des syndicats d’énergie renouvelable (Solaire et éolien, pas biomasse et hydraulique, qui servent souvent à noyer le poisson dans les chiffres de production) sont des adeptes de la vérité alternative. Nous en avons déjà parlé ici.

Après la semaine difficile que nous venons de passer ( Contrepoints s’en est fait largement l’écho) par suite d’une absence quasi-totale de vent, on aurait pu penser que cette corporation se fasse discrète. Il n’en n’est rien. Ils en rajoutent. BFM TV aussi .

« Les énergies renouvelables ne se sont pas développées aussi vite que prévu. On paye le développement trop long de certains projets. Il y aurait moins de tension sur le réseau si on avait respecté nos objectifs » estime Alexandre Roesch, délégué général du Syndicat des énergies renouvelables (SER).

L’objectif de la transition énergétique est de multiplier par trois la puissance installée en éolien, et par cinq en solaire.

Voyons ce que cela donne.

Ci-dessous la courbe de production de la semaine, selon le site ECO2 mix.

Source : https://www.rte-france.com/eco2mix/la-production-delectricite-par-filiere

Pendant toute la semaine, l’éolien a fourni une puissance ridicule : 1 à 2 GW, avec 17 GW installés. Le vent s’est mis à souffler en week-end, alors qu’on en avait moins besoin.

Le solaire a été lui aussi négligeable, de très brèves pointes à 3,5 GW maximum à la pointe de midi, et évidemment zéro à la pointe du soir. Ceci pour 10 GW de puissance installée.

L’ensemble des énergies intermittentes a donc fourni au maximum 2 GW à la pointe du soir, pour 27 GW installés (soit 15 EPR). Même avec 90 GW installés (ce qui est l’objectif) on aurait eu un peu plus de 6GW… Ce qui relativise quand même pas mal le discours de M Roesh ! En fait, il nous prend vraiment pour des débiles… ou peut-être est-il sûr de ses arrières, il peut dire n’importe quoi en toute quiétude, pour une raison qui nous dépasse… ou pas.

L’hydraulique a pu être exceptionnellement haute, à 17 GW : elle ne dépasse généralement pas 15 GW. Merci aux dernières pluies et chutes de neige.

Le GAZ, 12 GW installés, a fourni 8 GW, c’est probablement le maximum disponible, surtout qu’il doit en garder sous le pied pour accompagner de brusques sautes de vent. Il est possible aussi que les équipements de cogénération ne soient pas forcément disponibles.

Le nucléaire a fourni 52 GW. C’est un taux de disponibilité de 85 %, ce n’est pas si mal.

Charbon et fuel étaient au taquet, c’est-à-dire de l’ordre de 2,5 GW au maximum : un peu plus que les réacteurs arrêtés de Fessenheim … Et la biomasse apporte à peine 1 GW.

Par ailleurs, toute la semaine on a fait jouer la clause contractuelle d’EJP (effacement des jours de pointe) pour ceux qui ont encore ce type de contrats.

Pendant les pointes, on a importé jusqu’à 8 GW, une partie étant redirigée vers l’Angleterre, paradis de l’éolien, et l’Espagne, paradis du solaire. Les deux étaient comme nous en mauvaise posture. C’est l’Allemagne, comme d’habitude, qui nous sauve la mise, avec son double langage.

Le cas du nucléaire

Le consultant de BFM l’admet :

« Même si ce n’est pas le coeur du problème, la centrale de Fessenheim a sans aucun doute été fermée trop tôt. L’urgence était politique, pas industrielle. Fermer des centrales au charbon, c’est bien pour le climat, mais il faut que d’autres prennent le relais » , juge Nicolas Goldberg.

C’est sûr, il y avait urgence politique ! Mais 1600 MW en moins, ce n’est pas grave…

La « faible » disponibilité des centrales nucléaires (85 %, contre 8 % pour les énergies intermittentes) est expliquée par les confinements Covid.

En réalité, on commence à avoir des problèmes de programmation de la maintenance des centrales car elles produisent moins, puisqu’on donne la priorité aux ENR. Il est ainsi plus difficile de synchroniser le calendrier des rechargements en combustible. Et nous n’avons pas connu le pire : février s’annonce plus critique de ce point de vue, si nous subissons à nouveau un anticyclone et un froid de canard. Heureusement, les équipements en compteurs Linky avancent bien !

Et l’Allemagne dans tout ça ?

On peut consulter ses données sur le site de l’institut Fraunhofer Energy Charts

L’Allemagne a 62 GW d’éolien dont 8 en mer, et 52 GW de solaire, soit 114 GW d’ENR intermittentes.

Mais elle a aussi 77 GW de fossiles (fioul, gaz, charbon, lignite), encore 8 GW de nucléaire, 8 GW de biomasse et 4 GW d’hydraulique, soit 97 GW de production pilotable. Sa consommation max est plutôt de 70 GW. (En Allemagne, on se chauffe au gaz). Elle prévoit d’arrêter nucléaire et charbon, soit 29 GW et installera sans doute quelques centrales à gaz. Mais elle ne sera plus excédentaire sans soleil et sans vent. Alors voyons comment s’est passé la semaine.

Pendant les jours les plus critiques, mercredi et jeudi, les 115 GW sont tombés à 5 GW à la point du soir… pas de quoi exporter du renouvelable. Par contre, le lignite et le nucléaire étaient au maxi !

Les performances de l’ off shore rendent le bilan allemand des ENR un peu meilleur, mais l’ off shore varie exactement comme le on shore. Que ce soit dans un pays, ou entre pays, ou entre on shore et off shore , contrairement aux arguments cent fois entendus, il n’y a pas foisonnement dans la situation d’anticyclone sur toute l’Europe. Et la roue de secours allemande risque bien d’être supprimée.

Et selon l’association EIKE nous avons eu une chute brutale de fréquence, près de la limite de premier niveau de sécurité, le 8 janvier à 13 h 14. (Pointe de la mi journée). C’est la plus grosse alerte depuis 2006. Les causes ne sont pas claires, mais on peut craindre une fragilité du réseau causée par l’absence d’inertie des ENR intermittentes.

Conclusion de BFM TV

Le risque, en attendant, c’est que l’on reporte la fermeture de ces centrales au charbon. La fermeture du site de Cordemais, en Loire-Atlantique, est conditionnée à la mise en service de l’EPR de Flamanville et de la centrale au gaz de Landivisiau. Pour l’instant, sa fermeture a été repoussée en 2024, voire en 2026.

Un risque, ou une chance in extremis ?

Prions pour un mois de février obéissant au changement climatique.

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Par Philippe Charlez.

Ce qui est rare est précieux et attise souvent toutes les convoitises. Un collectionneur recherche toujours les timbres ou les pièces de monnaie les plus rares. Une question d’ego chez l’être humain : si je détiens quelque chose de rare, il est peu probable que mon voisin possède le même objet. Détenir la rareté est donc socialement discriminant et pour beaucoup symbole de réussite et de pouvoir.

Derrière la rareté, se cache aussi une logique économique . Plus un bien est rare plus l’offre est réduite par rapport à la demande et plus son prix augmente. L’origine de la rareté peut être purement naturelle. Ainsi, le prix des métaux contenus dans l’écorce terrestre dépend de leur rareté : alors que la teneur en cuivre est mille fois inférieure à celle du fer, ce chiffre monte à 750 000 pour l’argent et 14 millions pour l’or.

La rareté conjoncturelle de l’électricité

La rareté est aussi conjoncturelle : les aléas de la météo ou des périodes de guerre influencent le volume des récoltes, rendant les céréales plus rares et plus chères. Elle est géographique dans la mesure où ce qui est abondant à un endroit peut s’avérer rare à un autre. Enfin, la rareté peut être organisée artificiellement pour faire monter artificiellement les prix, une pratique récurrente au cours de l’Histoire.

Parallèlement à la rareté, certaines commodités associées à notre société de croissance sont devenues des biens de consommation ordinaire. Tellement ordinaire qu’on ne peut dans notre inconscient en envisager la rareté. Ainsi en est-il de l’électricité. Invisible mais tellement commode, elle nous est délivrée aujourd’hui sans parcimonie.

Pourtant sa rareté n’est pas si lointaine en Europe. À la fin du XIXe siècle, alors que les villes commencent à s’éclairer, les villages restent pour plusieurs décennies dans l’obscurité. Il faut attendre la fin des années 1930 pour que l’électrification rurale s’accomplisse avec 96 % de la population française raccordée au réseau. L’électricité reste aujourd’hui une rareté quotidienne pour beaucoup de Terriens : en 2020, seulement la moitié des Africains y avaient accès.

Si la rareté des masques et des tests a accompagné la France durant la pandémie du Covid-19, en revanche l’Hexagone a pu compter sur l’abondance de son électricité nucléaire. Une électricité totalement décarbonée pourtant remise en question par les chantres de la « transition idéologique » préférant à l’abondance du nucléaire la rareté des renouvelables intermittents fournissant de l’électricité entre… 10 % et 20 % du temps. La fermeture purement politique des deux réacteurs de la centrale de Fessenheim en fut la déplorable expression le 29 juin 2020.

Ce choix délibéré de la rareté se concrétise aujourd’hui dans les chiffres. Il a été anticipé par de nombreux spécialistes. Le 20 novembre 2020 Michel Negynas titrait dans Contrepoints : « Électricité : faut-il s’inquiéter d’un possible black-out ? » L’auteur y pointe que malgré une puissance théorique de 134 GW, on pourra durant l’hiver compter au mieux sur 90 GW, l’éolien et le solaire étant aux « abonnés absents » durant la majorité de la période hivernale : très peu de soleil avec des journées réduites à 8 heures et presque pas de vent durant les épisodes anticycloniques hivernaux.

Sans en détailler les raisons, une campagne de communication des autorités a débuté début janvier incitant les Français à consommer moins d’électricité pour éviter un black-out potentiel. Et il y a effectivement de quoi s’inquiéter puisque depuis quelques jours, la consommation flirte régulièrement avec les 90 GW. Ainsi le 7 janvier deux pics à plus de 85 GW ont été observés à 8 heures 15 et à 19 heures.

Le solaire aux abonnés absents

Lors de ces pics le solaire photovoltaïque et l’éolien étaient comme prévu aux abonnés absents contribuant pour seulement 1,5 % de la production électrique. Bien décevant quand on compare aux 150 milliards d’euros investis par l’État dans les ENR.

En choisissant pour des raisons purement démagogiques de réduire le nucléaire au profit des renouvelables intermittents, le gouvernement fait implicitement le choix de la rareté électrique. Une rareté qui comme toute commodité rare s’accompagnera inévitablement d’une flambée des prix du kWh.

Ce choix est d’autant plus critiquable que l’ objectif de neutralité carbone en 2050 reposera sur une croissance très significative de la demande d’électricité. Pour être socialement acceptable cette électricité devra certes être propre mais aussi disponible et abordable. Seul le nucléaire pourra fournir cette abondance décarbonée.

Arrêtons pendant qu’il est encore temps cette fuite en avant vers la rareté et relançons la filière nucléaire française en confirmant le plan de carénage des réacteurs existant ainsi que la construction des centrales EPR prévues au plan.

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Par Michel Negynas.

L’éolien et le solaire bénéficient de règles complètement anti libérales dans le cadre européen de libéralisation de l’électricité : obligation d’achat de la production, quand il y en a, par le réseau électrique, quel que soit son besoin, et tarifs subventionnés garantis sur des périodes longues. En outre, il en existe une autre, moins connue : l’éventuel surcoût directement lié à leur développement est supporté par le réseau de transport et de distribution.

Rappelons, de plus, que l’intermittence de ces moyens de production impose d’investir en double dans un réseau de production pilotable, nécessaire pour assurer la continuité du service les nuits sans vent. Cela réduit en fait à néant l’utilité de développer ces producteurs d’énergie aléatoire, qui sont en fait un doublon par rapport à ce qui est absolument nécessaire. Pire, leurs caractéristiques en font des perturbateurs du réseau, ce qui a des conséquences technologiques et financières.

Quelques notions simples sur notre électricité

Nous utilisons du courant alternatif au lieu de courant continu : il varie autour de zéro lors d’un cycle et cela 50 fois par seconde, c’est sa fréquence. Cela a plusieurs avantages :

• il est plus facile à produire par des machines tournantes, et inversement peut faire tourner des moteurs très simples.
• par le biais des transformateurs, on peut adapter la tension (les volts) et le courant (les ampères) au transport et à l’usage, pour limiter les pertes.
• le passage à zéro 50 fois par seconde aide les disjoncteurs à couper le courant quand il le faut.

Par contre, il présente quelques inconvénients.

• gestion de deux types d’énergie : l’énergie active, qui seule peut se transformer en énergie mécanique, et l’énergie réactive, consommée par certains utilisateurs. C’est une composante importante des réglages du réseau, assez peu connue du grand public.
• les lignes électriques très longues posent des problèmes de stabilité. C’est pour cela que pour des liaisons à longue distance, on revient à du courant continu au moyen de convertisseurs électroniques. Et c’est pour cela aussi qu’équilibrer géographiquement les puissances sur le réseau se fait de proche en proche. Ce n’est ni évident, ni instantané.

Les gestionnaires de réseau doivent donc régler les puissances actives et réactives, la tension et la fréquence du réseau dans des limites contractuelles pour que tout fonctionne, avec des contraintes géographiques, et cela à la microseconde près.

Heureusement, le réseau a la faculté de s’adapter un peu de lui-même lorsqu’il est alimenté par de gros turbo-alternateurs, lesquels ont une grande inertie mécanique et fournissent les deux types d’énergie. Les réglages se font par les régulateurs de ces machines, ainsi qu’avec des équipements assez simples, comme des condensateurs.

Les dégâts collatéraux des énergies diffuses, intermittentes et aléatoires

La production diffuse

Dans des régions à forte densité de population comme l’Europe, centraliser la production d’électricité est une évidence. On montre en effet que les coûts énergétiques sont corrélés à la surface occupée par les moyens de production.

En outre, plus un réseau est interconnecté, plus il est facile et peu onéreux d’assurer la continuité d’alimentation. (Si vous voulez que votre maison photovoltaïque soit réellement autonome en énergie, il vous faut un diesel de secours pour les jours sans soleil et les pannes). L’interconnexion exige la centralisation de la conduite du réseau.

En outre, une production à l’aide de grosses unités est plus facile à gérer qu’une multitude de petites unités. C’est une des difficultés intrinsèque à la « production citoyenne » et à la couverture de la France d’éoliennes de 3 MW ou de champs photovoltaïques de 1 ou 2 MW ; ou pire, d’installations en toiture de quelques kW…qui modifient la nature même du réseau électrique de distribution, puisqu’il devient aussi réseau de production.

Le réglage du réseau

Une grande partie des petites éoliennes, installées en majorité sur le territoire, de 1 à 3 MW, sont incapables de régler quoi que ce soit. Elles ne participent pas à la stabilité du réseau, au contraire, elles le perturbent. Tant que leur puissance installée totale est assez faible par rapport au réseau, cela n’a pas grande importance.

Mais les plans de développement de la Programmation pluriannuelle de l’énergie changent la donne. Les grandes éoliennes off shore , elles, doivent s’équiper pour participer à la stabilité du réseau car leur impact individuel n’est pas négligeable : c’est au prix d’une grande complexité des appareillages internes, sources de pannes et d’incidents, et d’équipements spécifiques sur le réseau..

En ce qui concerne le solaire, qui produit du courant continu, l’injection dans le réseau nécessite de toute façon un convertisseur électronique plus ou moins complexe.

Mais tout ça n’a aucune inertie : si on n’avait que des ENR sur un réseau, il serait impossible à régler et stabiliser. En outre, tous les équipements électroniques cités produisent un courant très haché, source de pertes et nécessitant eux-mêmes d’autres dispositifs pour le lisser.

La variabilité instantanée de la production

La prévision de la production des ENR aléatoires est en gros possible en gros à long et moyen terme. Les variations sur la journée sont moins prévisibles, mais le réseau peut s’adapter, même avec des centrales nucléaires, toutefois au prix d’usure prématurée et de surcoûts.

Mais il existe une variabilité à très court terme : une rafale de vent, un train de nuages qui passe… Celle là est très perturbante pour le réseau. C’est particulièrement vrai pour l’éolien, on le voit sur la figure suivante (Puissance/vitesse) dans la zone des vents intermédiaires, qui peuvent être prépondérants à certaines saisons, et où une faible variation de vitesse entraîne une grande variation de puissance.

L’éloignement entre sources de production (régions venteuses) et lieux de consommation

Ce problème est particulièrement vrai en Allemagne, entre mer du Nord et Ruhr ou Bavière. On a vu qu’en fait, l’électricité se transporte mal sur de longues distances, avec des pertes.

Les remèdes

Les ingénieurs ayant une créativité infinie, presque tous ces problèmes ont une solution technologique à base de batteries pouvant stocker quelques minutes de production, de condensateurs ou d’appareillages très sophistiqués à base de semi- conducteurs.

Jusqu’à une certaine limite cependant. Par exemple l’Irlande, dont le mix est très riche en ENR, expérimente ces difficultés et n’aura de salut qu’en renforçant son interconnexion avec l’Angleterre et peut-être la France. Il va sans dire que toutes ces considérations rendent impossible techniquement un scenario tout ENR.

Mais voilà, tous les gadgets précités ont un coût… pris en charge non pas par la production qui les rend nécessaires, c’est-à-dire l’éolien et le solaire, mais par les réseaux… En France, le raccordement des ENR est à la charge du réseau, peu de gens le savent.

C’est ainsi que RTE (Réseau de Transport de l’Électricité) en charge du réseau Haute Tension et ENEDIS, en charge du réseau de distribution, annoncent des investissements faramineux : en tout, 102 milliards sur 15 ans. Et bien qu’ils s’en défendent, une grande partie est directement liée au développement du solaire et de l’éolien.

RTE annonce 33 milliards : 13 milliards concernent l’adaptation du réseau , 8 milliards le renouvellement des ouvrages les plus anciens , 7 milliards le raccordement des énergies marines , 3 milliards le numérique et 2 milliards pour les interconnexions transfrontalières.

Autrement dit, la maintenance représente 7 milliards : tout le reste c’est pour les ENR, c’est-à-dire pour les raccordements et pour sophistiquer une conduite du réseau rendue plus complexe.

Comme l’admet François Brottes, président de RTE : « C’est un peu comme un athlète de très haut niveau qui pratiquait il y a quelques années le triathlon – nucléaire, hydraulique, thermique – et qui maintenant pratique le décathlon : il y a beaucoup d’énergies nouvelles, de modes de consommation nouveaux. » Sauf que le triathlon suffisait…

ENEDIS annonce 69 milliards. C’est curieux, car la PPE ne prévoit pas d’augmentation de la consommation.

Il y en a 5,7 pour le compteur Linky si on compte les dépenses totales. La rentabilité est basée sur les économies de personnel qui pourraient être faites sans le Linky. Il y a déjà des procédures permises via une photo du compteur envoyée par mail… En fait, le cœur du Linky, c’est son disjoncteur, qui ne remplace pas le disjoncteur de protection de l’installation. Il est là pour servir un jour, peut être… Il attend son heure, une nuit sans vent par exemple.

Mais il y a d’autres postes importants : « On passe d’un réseau où l’électricité va dans un sens, du producteur au consommateur, à un système électrique conçu et exploité de manière totalement différente, avec des acteurs nouveaux », remarque Marianne Laigneau, nouvelle Présidente d’Enedis…

L’entreprise doit ainsi raccorder actuellement 90 % des nouvelles installations renouvelables au réseau d’électricité. Soit 450 000 producteurs d’électricité en tout, pour une capacité de 26 gigawatts raccordés en dix ans… ( Les Échos )

L’autre poste important, c’est la mobilité électrique : pour 2022, Enedis vise donc aussi 100 000 bornes raccordées au réseau, contre près de 30 000 aujourd’hui. Cela permettra de recharger un million de véhicules électriques environ. « Notre rôle est d’être un facilitateur de cette mobilité électrique. Nous ne vendons rien », insiste Marianne Laigneau.

L’entreprise aide, par exemple, les collectivités à déterminer quel serait l’endroit le plus pertinent pour installer des bornes de recharge. « Après on tire des câbles » pour connecter ces bornes au réseau, explique la nouvelle dirigeante…( Les Échos )

Eh oui, on l’oublie toujours, mais multiplier les sources de production et consommation de l’électricité, c’est tirer des câbles de cuivre et d’aluminium. Pas très écologique, et ruineux.

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Par Greg Elis.

Le 14 décembre, le gouvernement britannique a donné suite à une demande d’EDF pour l’ouverture de négociations en vue de la construction de deux nouveaux réacteurs nucléaires EPR. C’est un impératif pour le pays, mais aussi un pas capital pour l’avenir d’EDF et sa technologie des EPR.

Si rien n’est encore acquis, ce projet, Sizewell C, présente trois caractéristiques intéressantes :

• la confirmation de relance du constructeur français et de sa technicité,
• un signe fort pour la COP 26 qui doit se tenir à Glasgow en 2021,
• la participation directe du gouvernement britannique dans l’investissement.

Alors que la France est partie pour attendre la mise en service de l’EPR de Flamanville (2024 ?) pour décider de la construction de nouveaux EPR, encore une fois messieurs les Anglais ont tiré les premiers. Longue suite avec Crécy, Azincourt, Trafalgar, Waterloo, Fachoda et Twickenham 2020 (après prolongations). Avec Hinkley Point en cours de construction, c’est 4 réacteurs à 0.

Le contexte

Les ambitions britanniques en matière d’énergies sont énormes, à l’échelle des besoins. Le gaz constitue la première source d’énergie et ses réserves sont aléatoires. La consommation d’électricité par habitant est l’une des plus faible d’Europe, de l’ordre de 5 MWh par an contre plus de 8 à l’Allemagne ou la France. Depuis quelques années, la Grande-Bretagne n’exporte plus son pétrole.

Pour (tenter de) satisfaire à l’objectif de neutralité CO2 en 2050, le gouvernement entend développer l’électricité jusqu’à doubler la production actuelle, dans tous les secteurs, du transport au chauffage. À ce jour le Royaume-Uni dispose de 15 réacteurs tous exploités par EDF Energy, répartis sur 7 sites produisant 51 TWh, soit 16 % de son électricité. Sur ces 15 réacteurs, 14 ont été mis en service avant 1990 et sont de type moyenâgeux graphite-gaz, filière abandonnée en 1969 en France. Avec 40 ans de service, ils seront vraisemblablement tous arrêtés en 2030. Les 4 EPR ne feront que compenser ces arrêts et le Royaume-Uni polluera toujours autant avec ses fossiles (d’importation ?).

La construction en cours des réacteurs d’Hinkley Point n’est qu’une étape de cette politique de rattrapage du retard. Fin mai 2020, EDF a proposé le projet de Sizewell C. Déplacé par des retards imputés à la pandémie, l’accord du gouvernement a été publié le 14 décembre.

Curiosité, le gouvernement britannique entend évaluer l’impact de l’utilisation d’un modèle de financement de type RAB (Regulated Asset Base) en envisageant de prendre une participation directe dans le projet, afin de réduire le coût de la levée de fonds privés, maximisant le rapport qualité-prix pour les consommateurs et les contribuables.

Autre curiosité, le projet déposé prévoit la participation de CGN (China General Nuclear Power Corporation) comme dans le montage pour Hinkley Point (80 % EDF – 20 % CGN). Mais le communiqué du 14 décembre ne fait aucune allusion au partenariat chinois, peut-être en raison des difficiles relations avec la Chine depuis l’élimination de Huawei dans l’attribution du réseau 5G.

Dernier détail, alors qu’il exploite tous les réacteurs britanniques, EDF a souligné qu’il n’aurait plus vocation à contrôler Sizewell C une fois la décision prise et que ce principe impliquera donc la participation d’autres actionnaires. Dont l’État ?

Le projet EDF – Angleterre

Loin de Hinkley Point dans le Somerset (Sud-Ouest), le site de Sizewell C se situe dans l’Est de l’Angleterre (Suffolk), au bord de la mer du Nord. Site nucléaire depuis les années 1960, il comporte une unité A de deux réacteurs de type Magnox, hors service depuis 2006, et un réacteur Sizewell B à eau pressurisée de 1200 MW. Sizewell C comportera deux nouveaux réacteurs, identiques à ceux d’Hinkley Point, chacun d’une puissance de 1600 GW, capables de fournir de l’électricité à six millions de foyers.

Le coût global est estimé entre 19 et 20 milliards d’euros soit deux réacteurs pour le prix de Flamanville. L’expérience, le site unique (continuité des tâches) et l’effet de série devraient permettre de réduire encore le coût de construction de 20 % selon EDF.

En rejets CO2, Sizewell C évite 9 millions de tonnes de CO2 par rapport à une production de 3,2 GW d’électricité à partir du gaz. Et, cherry on the cake , EDF Energy propose la construction sur le site de la centrale d’un démonstrateur de capture directe de CO2 et de développer un petit électrolyseur ayant le potentiel de produire jusqu’à 800 kg d’hydrogène par jour.

EDF est à la recherche de partenaires déjà engagés dans ces secteurs. L’Usine Nouvelle écrit : une centrale nucléaire qui aspire du carbone !

Cette nouvelle construction créera 25 000 emplois, dont quelques-uns pour les ingénieurs oubliés d’EDF. Près de 70 % des coûts de construction profiteront à des entreprises britanniques.

Au secours d’EDF

La maintenance des réacteurs affectée par la crise du coronavirus a entrainé une baisse de la demande et de sérieuses difficultés pour EDF qui amèneront probablement le gouvernement (l’État détient déjà 83,6 %) à recapitaliser massivement le groupe. En prévoyant un retard d’un an supplémentaire sur Hinkley Point, il serait envisagé une recapitalisation de l’ordre de 4 milliards d’euros sur les 20 annoncés d’aides aux grandes entreprises. Comme début 2017.

Incidence probable également, sur le projet Hercule de restructuration du groupe visant à en sortir le nucléaire, les autres thermiques et l’hydraulique.

Après les difficultés rencontrées en Finlande et en France, le constructeur français a besoin de redorer son blason. La concurrence est sévère mais limitée. D’autant plus que l’EPR de conception française a été consacré dès son origine comme réduisant d’un facteur 10 les risques des précédentes générations. Sûreté encore améliorée après Fukushima.

Les Chinois sont actifs, avec l’expérience des deux EPR construits avec EDF. Le Royaume-Uni a lancé le processus de certification réglementaire du réacteur Hualong 1 (dit HPR) en janvier 2017 et en sont au stade final de validation. Envisagé également en Angleterre, puis abandonné, le projet de trois réacteurs de type AP1000 par Toshiba et Engie sur le site de Moorside, au nord-ouest. Toshiba semble se recentrer sur la relance au Japon. Toujours au Japon, GE-Hitachi se consacre aux USA et Mitsubishi construit seulement des équipements, notamment pour EDF.

L’Inde vit en circuit fermé avec ses propres réacteurs. Côté russe, le réacteur de Rosatom (1200 MW) en Finlande, connait des retards qui font oublier ceux de l’EPR concurrent d’AREVA à Olkiluoto.

Les États-Unis sont embourbés avec la construction laborieuse de deux nouveaux réacteurs AP1000 de Westinghouse à Vogtle en Géorgie, et semblent s’orienter vers la technologie des petits réacteurs.

Reste le Sud-coréen KEPCO, qui vient de mettre en service à Abu Dhabi la première centrale nucléaire du monde arabe, Baraka-1. D’autres suivront.

Face donc aux deux asiatiques Chine et Corée du sud, l’occasion pourrait être donnée à EDF de démontrer sa compétitivité. Objectif : construction en 5 ans et à 10 milliards les 1600 MW.

La COP 26 en Angleterre

La COP26 qui devait avoir lieu à Glasgow cette année du 9 au 20 novembre, a été reportée en 2021. Après le retentissant échec de la COP25, il s’agirait de relancer l’Accord de Paris, notamment en réduisant les sources fossiles. Vaste programme, alors que le gaz fait encore partie du quotidien britannique.

La décision du lancement de Sizewell C serait un signe fort de la nécessité du nucléaire et de l’inanité des énergies dites renouvelables face aux enjeux du réchauffement climatique. Les virus mutent en Grande-Bretagne, les préjugés verts aussi.

Un peu masochiste et pour se compliquer encore la vie, le 3 décembre, le gouvernement britannique a pris la décision de porter de 61 à 68 % (base 1990) la réduction des gaz à effet de serre avant la fin 2030. Les émissions de CO2 sont de 6,6 tonnes par an et par habitant au Royaume-Uni ; et 5,4 en France.

De là à affirmer comme Boris Johnson : « Aujourd’hui, nous prenons la tête [des pays occidentaux] avec un nouvel objectif pour 2030, et notre plan [vert] en 10 points va nous y aider », il y un pas qu’il a osé franchir.  Comme ils disent et devraient appliquer : Actions speak louder than words (l es actes sont plus forts que les paroles) .

Avec l’arrêt de la filière graphite gaz, la mise en service vers 2025 et 2030 des quatre nouveaux EPR n’enlèvera pas un gramme de CO2 à la pollution de la verte Albion. Bel exemple pour la COP !

Ceci dit, concernant Sizewell C, la décision finale est loin d’être prise. Malgré les affirmations du livre blanc du type : « Nous voulons mener au moins un projet nucléaire de grande échelle à sa décision finale d’investissement » , il conviendrait de ne pas être dépassé sur la ligne, après prolongations, par les ambitieux chinois.

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Macron veut relancer l’industrie : mais avec quoi ? La PPE ignore que la France n’est plus une nation industrielle L’imposture de l’éolien et du photovoltaïque Comment l’État a handicapé EDF

Par Michel Negynas.

Un article de l’hebdomadaire Le Point du 27 février reprend le discours des promoteurs des énergies dites renouvelables, qui s’émeuvent des quelques doutes émis en public par le président Macron et madame la ministre de l’Écologie, Élisabeth Borne.

Il est normal que les industriels de ces énergies défendent leur secteur, qu’on leur donne la parole, et qu’on écoute leurs arguments. Il est moins normal que ces gens prennent les Français pour des imbéciles.

Extraits de l’article et commentaires :

Enfin, pour soutenir l’essor des éoliennes, les professionnels entendent « rétablir la vérité » concernant leurs machines, dit Nicolas Wolff. S’ensuivent deux-trois mises au point techniques. Nicolas Wolff réfute l’accusation du député LR Julien Aubert, pour qui « les énergies renouvelables ne participent pas à la transition énergétique car elles se substituent au nucléaire [qui n’émet que très peu de CO2, NDLR] ». Selon le président de FEE, un rapport de RTE, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité, établit que l’essor de l’éolien, du photovoltaïque ou encore de la biomasse s’accompagne d’une baisse des énergies fossiles, comme le charbon. « Le rapport de RTE dit qu’en 2019 l’éolien et le solaire ont permis de réduire nos émissions de 22 millions de tonnes de CO2, en France et à l’étranger », souligne Nicolas Wolff.

Voyons de plus près les chiffres, selon le rapport 2019 de RTE.

C’est effectivement ce que dit RTE, en charge du réseau en France. Mais c’est curieux. Entre 2018 et 2019, les ENR ont bien fait 7 TWh de plus, mais le thermique fossile, générateur de CO2, 3,7 TWh de plus ! On a arrêté le charbon, pas à cause des ENR, mais juste parce qu’on a voulu. Et on a fait davantage de gaz et même de fioul. Et le nucléaire a baissé : mais est-ce à cause d’une moindre disponibilité, ou parce qu’il a dû, réglementairement, s’effacer devant les ENR ?

L’article poursuit :

Comme dans un numéro de duettistes, Jean-Louis Bal, son homologue du Syndicat des énergies renouvelables, prend la parole pour tordre le cou à ce qu’il considère comme une autre idée reçue : l’intermittence des éoliennes, qui obligerait à mettre en route des centrales thermiques (gaz ou charbon) pour pallier le manque de vent. « La production éolienne n’est pas intermittente, elle est variable et prévisible, elle s’intègre parfaitement dans le réseau de transport d’électricité sans avoir besoin d’un recours à la production thermique », dit-il. « Arrêtons de raconter des choses fausses. »

Alors là, c’est le bouquet ! Regardons ce qui s’est passé en février, semaine 6 et 7.

Sur toute la France, l’éolien est passé par des minis de 1,5 GW pour une puissance installée de 16 GW ! En effet qu’il a été « variable »… pas intermittent, variable. Enfin, presque intermittent….

Mais le pire, c’est la vitesse de variation, par exemple le jeudi de la semaine 7, en un peu plus de 24 heures un aller-retour vertigineux de 10 GW !

Le nucléaire a dû lui aussi faire des allers-retours de plus de 10 GW, pour compenser, ce qui est possible, mais pas très bon ni pour la durée de vie des équipements, ni pour la sécurité.

Le gaz a trinqué lui aussi ; c’est désastreux pour le rendement, donc pour le CO2.

Comme dit dans l’article, la production éolienne s’intègre parfaitement… au prix de contorsions dangereuses pour les autres. Et qu’en sera-t-il lorsque nous aurons non pas 16 mais 45 GW d’éolien ?

Avec ses 50 GW d’éolien, l’Allemagne a le même problème. Elle le dilue sur tous ses voisins par les lignes d’interconnexion. Oui, mais si tout le monde l’imite ?

Bien sûr, on a une certaine prévisibilité via la météo ; mais pas à l’heure près ! Et même si c’est prévisible, c’est bel et bien aléatoire.

On pourrait penser que la pénurie de vent est très rare, avec le foisonnement comme ils disent. Eh bien non. Cela arrive très souvent.

Par exemple :

Pendant 3 semaines, du 21 mai au 12 juin 2018, l’éolien a fourni à peine 1,5 GW pour 13 GW installés.

Peut-être que cela n’arrive pas en hiver, période où nous avons les pointes annuelles de consommation ? Perdu là aussi, par exemple :

Ces jours-là, du 3 au 6 décembre 2017, en plein hiver, les 12 GW d’éolien n’ont jamais dépassé 1 GW pour l’ensemble de la France, avec des pointes de consommation à 80 GW…

En réalité, le vent tombe parfois pratiquement à zéro, et si on peut prévoir la production « en gros », il est impossible d’affiner à l’heure près. Et aléatoire ne veut pas dire « non prévisible ». Aléatoire signifie qu’on ne maîtrise pas, que ça vient quand ça veut.

L’éolien est donc bien éminemment variable, quasi intermittent, et aléatoire.

Autres arguments, la création d’emplois offerte par la filière éolienne (1300 par an, pour un total de 18 000) et son peu d’impact sur l’environnement. Les éoliennes, jure Nicolas Wolff, sont à plus de 95 % recyclables, et la filière entend fournir plus d’efforts en ce sens. Les opérateurs s’engageront à enlever l’intégralité des fondations d’un mât une fois sa vie achevée, alors qu’aujourd’hui une partie du socle de béton reste enfouie. Ils augmenteront aussi la part de provisions financières destinées à recycler les futurs mâts, de plus en plus grands.

Tout est recyclable dans une éolienne, sauf les pales. Il y en a entre 20 tonnes (éoliennes de 2 MW) à 100 tonnes (8MW) par éolienne, en composite de carbone et de résines diverses. On ne sait pas les recycler, ni même les traiter comme déchets.

Et lorsque nous aurons 15 000 éoliennes, nous aurons 300 000 tonnes de ces saletés. Là encore on joue sur les mots, c’est sans doute 95 % en poids, vu que chaque éolienne a déjà un socle de 1500 tonnes de béton, un mât de 200 tonnes d’acier… qui eux sont recyclables, en théorie.

Quant à l’emploi, pour l’instant, il profite surtout en Allemagne, au Danemark et en Espagne…

Pour le socle de béton , aucune réglementation n’impose de le recycler, ni même de l’enlever lors du démantèlement, et les provisions obligatoires sont nettement insuffisantes.

Nous sommes au stade de promesses gratuites. Aucun opérateur n’achète d’ailleurs les terrains d’implantation ; ce sont des baux… c’est pratique en cas de faillite, la dépollution reviendra au propriétaire en dernier recours.

Le président du Syndicat des professionnels de l’éolien demande donc un « climat de confiance ». Il faut, dit-il, « arrêter de raconter des choses fausses ».

Alors là, nous sommes d’accord.

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