Pourquoi le conflit commercial sino-américain pourrait affecter durablement le secteur de l'énergie

Après des mois de tensions, la Chine et les États-Unis semblent décidés à en venir aux mains : le 23 mars, les États-Unis ont imposé un droit de douane de 25% sur les importations d'acier et d'aluminium - en exemptant leurs principaux partenaires commerciaux à l'exception de la Chine, le 2 avril celle-ci a répliqué avec des taxes sur 128 produits importés des États-Unis, le 4 l'administration Trump a annoncé des droits de douanes supplémentaires sur 1033 produits, la Chine a immédiatement riposté en ciblant cette fois l'agriculture américaine...

On pourrait regarder d'un oeil amusé cette escalade entre la Chine et les États-Unis, l'un et l'autre se menaçant d'ériger des droits de douanes sur  ̶5̶0̶ ̶m̶i̶l̶l̶i̶a̶r̶d̶s̶   ̶1̶0̶0̶  150 milliards de dollars de produits importés. Tout cela ne nous concerne pas, non ? Non ?


Un cas d'école : la guerre du poulet entre la CEE et les Etats-Unis


Au milieu du XXe siècle, l'élevage s'industrialise rapidement aux États-Unis et la volaille devient un aliment quotidien bon marché. La viande américaine commence à traverser l'Atlantique par conteneurs frigorifiés et les européens qui sortent à peine des privations de la l'après-guerre se jettent sur ces poulets à bas prix et de piètre qualité : bientôt Jean Ferrat chantera cette génération qui doit "rentrer dans son HLM et manger son poulet aux hormones".Les gouvernements européens veulent aider leur production domestique qui commence tout juste à sortir de l'artisanat et s'inquiètent de la concurrence américaine. En 1962, l'entrée en vigueur de la Politique Agricole Commune s'accompagne de tarifs minimum pour le poulet importé en Europe. C'est le début de la "chicken war"...

Les États-Unis répliquent l'année suivante en imposant un droit de douane de 25% sur des produits européens. Comme c'est presque toujours le cas, les produits visés sont choisis pour leur portée symbolique. Il y aura par exemple les alcools, un grand classique lorsque la France est ciblée... Et puisqu'il faut aussi sanctionner l'Allemagne, quel produit plus symbolique aurait-on pu trouver dans les années 60 que le fameux combi Volkswagen ? Les États-Unis vont donc instaurer un droit de douane de 25% sur ce qu'ils appellent les "light trucks" en ciblant ostensiblement les vans de hippies importés de RDA.
Les Etats-Unis répliquent aux droits de douane européens sur le poulet en ciblant les Combi VW

Beaucoup d'eau est passé sous les ponts depuis mais cette taxe reste en vigueur. Depuis plus d'un demi-siècle elle empèche les constructeurs automobiles basés hors des Etats-Unis (ou de l'ALENA) d'accéder au marché américain des "light trucks", une catégorie qui comprend les mini-bus mais aussi les pick-ups ou les SUV. Résultat : les fabricants américains se sont spécialisés sur ce segment où ils sont protégés de la concurrence étrangère.


Petite distorsions de marché et grosses bagnoles 


Dans les années 70, plus des trois quarts des véhicules vendus aux Etats-Unis étaient des voitures. Aujourd'hui, c'est l'inverse : les "light trucks" occupent près de 60% du marché, soit environ 10.000.000 d'unités par an.
En 2017, les deux véhicules les plus vendus aux États-Unis étaient :

Si les deux-tiers des véhicules vendus aux Etats-Unis sont des "light trucks" consommant plus de 10L/100km c'est en partie à cause de la chicken tax de 1964

A gauche, le n°1 : la Ford F, 5.9 mètres de long dans sa version la plus modeste, près de 2 tonnes à vide, 14.7 litres aux 100km... à peu près aussi utile pour se déplacer qu'un fusil mitrailleur AR15 pour la chasse au dindon sauvage. A droite, le n°2 : Chevrolet Silverado, 13.1 litres aux 100.
Pour comparaison, la voiture la plus vendue en France est la Clio IV qui, selon son fabricant, consomme 4.1L aux 100km.

Les américains vous diront qu'ils achetent ce type de véhicules parce qu'ils transportent souvent du matériel, vivent en plein air, héritent ce goût de leurs ancètres pionniers ou fermiers... Bullshit : ils les achètent parce que l'industrie automobile US s'est progressivement spécialisée sur ce segment et a façonné la demande à sa convenance. 
Si les habitudes de route américaines sont un tel désastre énergétique et écologique, c'est en partie à cause d'une obscure dispute commerciale des années 60 dont plus personne ne se souvient...


Dans leur escalade commerciale avec la Chine, les Etats-Unis visent l'énergie


Imposer des droits de douanes sur des produits spécifiques crée une distorsion du marché et peut avoir des effets secondaires durables et imprévus.

Le conflit commercial en cours entre les Etats-Unis et la Chine, pourrait lui aussi affecter  durablement la consommation d'énergie ou les émissions polluantes. En effet, consciemment ou non, les droits de douanes américains ciblent des produits en lien avec la production ou la consommation d'énergie.
Au total, 50 à 60 milliards de dollars d'importations chinoises sont visés par le projet annoncé le 4 avril, parmi celles-ci 20 milliards d'équipement destinés au secteur de l'énergie et près de 15 milliards d'appareils et de matériel électrique. Une part complétement disproportionnée...



Difficile de prévoir lesquelles mais si ces droits de douane devaient rester en place, ils auraient certainement des conséquences importantes sur la façon dont les américains produisent et consomment de l'énergie...


Publié le 23 avril 2018 par Thibault Laconde

Illustration : By Dackelpaul [CC0], from Wikimedia Commons



Vous avez aimé cet article ? N'en ratez aucun en vous inscrivant à la newsletter mensuelle.


Une contribution au débat sur le nucléaire français

Comme on pouvait s'y attendre, la remise en cause de l'objectif de 50% en 2025 a rouvert le débat sur le nucléaire en France. J'ai déjà dit tout le mal que je pensais de cet objectif mais aussi de sa remise en cause - des décisions opposées mais qui concourent toutes deux à affaiblir la crédibilité de l'Etat - et ma crainte que le débat sur le nucléaire fasse capoter au moins le calendrier de la PPE 2018.
Cela explique pourquoi j'ai été très réticent à m'engager dans cette discussion. Mais voilà, nous ne sommes qu'en mars et on doit déjà en être au 170e "débat" entre entre la SFEN et Greenpeace. La lassitude gagne...
Je pense que les pro-nucléaires exaltés et les anti-nucléaires hardcores ne valent pas mieux les uns que les autres, et que les laisser discuter de notre avenir est la meilleure façon de ne rien faire puisqu'aucun des deux n'envisage de faire un pas vers l'autre : si notre politique énergétique est à la dérive, c'est en grande partie à eux qu'on le doit. Nous méritons mieux et nos descendants - que ces décisions engagent sur au moins 2 ou 3 générations - méritent mieux.

Bref, me voilà suffisamment agacé pour rompre mes voeux de silences et poster cet article en espérant ouvrir le débat sur une troisième voie. Les suggestions et les critiques sont évidemment les bienvenues.


Réduire le parc pour baisser la production ?


De mon point de vue, le principal problème du mix électrique français actuel est sa dépendance vis-à-vis des réacteurs de deuxième génération. Nos centrales nucléaires ont été conçues et construites il y a deux générations, grosso modo à l'époque où vos grands parents avaient votre âge, et elles aussi vont finir par prendre leurs retraites. Je ne sais pas quand, ni si ce sera à cause de l'usure, de l'inflation des coûts, d'une perte de compétence, d'un risque de sécurité ou d'une décision politique mais de toute façon aucune machine n'est éternelle... Et comme ces réacteurs on tous été construits au même moment, si on ne fait rien il y a de bonne chance qu'ils arrivent tous en fin de vie en même temps. Cet "effet falaise" est une épée de Damoclès au-dessus de l'économie française, nous devons tout faire pour l'éviter.

Pour cela, réduire la part du nucléaire (c'est-à-dire du nucléaire de 2e génération, la question du nouveau nucléaire étant abordée plus loin) dans notre mix électrique semble une bonne voie. Viser 50% ? J'ai déjà expliqué pourquoi un objectif de production en valeur absolue serait mieux adapté mais pourquoi pas : si on l'accompagne d'une date réaliste cet objectif en vaut un autre.
Quelque soit l'objectif de baisse de la production nucléaire choisi, il ne devrait pas se traduire par une réduction proportionnelle de la puissance installée.

Ce qu'il faut bien comprendre c'est que l'idée qu'il existe une relation linéaire entre la puissance nucléaire installée et la production sous-entend que le nucléaire français fonctionnera demain comme il le fait aujourd'hui, c'est-à-dire essentiellement en base.
Outre que c'est très "ancien monde", cette hypothèse implicite signifie nous devrons chercher ailleurs une production capable de varier rapidement pour assurer l'équilibre du réseau : puisque, par définition, ce ne sont pas les renouvelables intermittentes qui vont s'en charger, il faudrait soit attendre un changement d'échelle dans le stockage de l'électricité soit augmenter notre production fossile. Il me semble que c'est une faille majeure dans le raisonnement de ceux qui veulent "fermer des réacteurs pour faire de la place aux renouvelables".


Comme au judo : utiliser l'ancien nucléaire pour le maitriser


Le fonctionnement actuel du parc nucléaire français montre qu'il dispose d'une flexibilité suffisante pour accommoder une production renouvelable intermittente beaucoup plus importante et EDF nous assure qu'il n'y a pas de problème techniques à le faire fonctionner dans ce rôle, la solution s'impose : c'est du nucléaire que doit venir la production flexible nécessaire à l'intégration des renouvelables. Comme au judo, il faut utiliser la force de l'adversaire pour le maitriser !

Pour une illustration concrète, regardons ce que les allemands font pour le charbon : ils ont maintenu la capacité de leur parc, y compris par la mise en service de nouvelles centrales, tout en réduisant progressivement son facteur de charge au profit des renouvelables, notamment grâce à la priorité d'accès au réseau dont elles bénéficient.
Cette stratégie permet dans un premier temps de faciliter l'intégration des renouvelables intermittentes en assurant la sécurité d'approvisionnement. Dans un second temps les centrales à charbon sont poussées naturellement à la fermeture par la baisse de leur production au point que le gouvernement allemand doit agir non pas pour fermer les centrales mais pour les maintenir en service contre la volonté de leurs propriétaires.
Cette transition énergétique "poussée" par le développement des renouvelables me semble bien supérieure à la transition "tirée" par la fermeture des réacteurs nucléaires telle qu'elle a été mise en oeuvre avec l'Energiewende.

De la même façon, nous ferions mieux de conserver les réacteurs nucléaires encore capables de fonctionner dans de bonnes conditions de sécurité et de baisser progressivement leur facteur charge au fur et à mesure que la production renouvelable augmente.
Il y a cependant une différence entre le nucléaire français et le charbon allemand, c'est la structure des coûts : les fossiles ont des coûts variables plus importants, l'atome français a des coût fixes énormes mais déjà amortis. Par conséquent EDF est, beaucoup plus que ses homologues allemands, incité à maintenir sa production et on peut craindre qu'aussi longtemps que la capacité nucléaire existera elle sera exploitée au maximum - c'est d'ailleurs ce qui se dit assez ouvertement dans les couloirs de l'électricien. Mais même dans ce cas, l'outil politique majeur nécessaire à la transition énergétique française, ce n'est pas un planning de fermeture de réacteurs mais un moyen de renchérir le coût variable du nucléaire , par exemple un prélèvement sur chaque MWh nucléaire produit ou une taxe sur le combustible. Cet outil est plus robuste : le gouvernement sait créer une taxe, il ne sait manifestement pas imposer la fermeture d'un réacteur nucléaire. Et il permettrait de dégager des revenus qui pourraient par exemple se substituer à la CSPE pour le financement des nouveaux moyens de production.
En contrepartie, la France devrait concentrer ses efforts sur les énergies renouvelables plus facilement compatibles avec son parc nucléaire. Pour le dire clairement : tout sauf le solaire photovoltaïque.

Nouveau nucléaire : sérieusement ?


Une deuxième question se pose également, elle est bien distincte de la précédente : faut-il construire de nouveaux réacteurs nucléaires en France ?
La réponse qui me vient spontanément est :


Je sais que le sujet est sensible pour certains de mes lecteurs et c'est à ceux-là que je m'adresse en premier : essayez de faire un pas de coté et de regarder le nucléaire non pas comme il pourrait être dans un monde idéal mais pour ce qu'il est aujourd'hui. L'électricité nucléaire est bien plus chère que la plupart des autres énergies décarbonnées - comme le montre les CfD britanniques ou les études de prix aux Etats-Unis. Et l'industrie a accumulé les éléphants blancs et les désastres industriels particulièrement depuis 10 ans : Hinkley Point, Flamanville, Olkiluoto, Vogtle ou VC Summer représentent des dizaines de milliards dilapidés mais aussi des centaines de milliers d'heures de travail d'ingénieurs et de techniciens, des outils industriels mobilisés, des ressources et des matières premières qui auraient pu être utilisés ailleurs.
Nous n'avons ni le temps ni les moyens pour cela. Face au défi climatique, la seule démarche rationnelle est d'aller d'abord vers les solutions les moins coûteuses, les plus faciles et les plus rapides à mettre en oeuvre. Il me semble impossible en bonne foi de classer le nucléaire parmi celles-ci : il viendra peut-être un jour où cette technologie évoluera ou deviendra nécessaire pour poursuivre la décarbonisation du mix électrique mais aujourd'hui investir dans le nouveau nucléaire c'est détourner des ressources qui pourraient être mieux employées ailleurs et c'est criminel.

C'est particulièrement le cas en France si on accepte qu'une partie du parc nucléaire actuel va continuer à fonctionner encore une ou deux décennies. Le nouveau nucléaire doit rester une option pour l'avenir avec un effort de recherche proportionné et si des investisseurs privés veulent s'y frotter libre à eux... Mais la question de la construction de nouveaux réacteurs ne se pose pas à l'échelle de la prochaine PPE et aucun euro public ne doit y être gaspillé.

Publié le 14 mars 2018 par Thibault Laconde


Vous avez aimé cet article ? N'en ratez aucun en vous inscrivant à la newsletter mensuelle.


[Message de service public] Pose lentement ce sèche-cheveux et tout ira bien (ou comment passer la pointe)

Vous avez remarquez ? Il fait froid.
Et avec le froid la consommation d'électricité augmente, particulièrement en France qui a le réseau électrique le plus thermosensible d'Europe. RTE prévoit une pointe de consommation au dessus de 93GW ce soir et demain matin.


La France va consommer 94GW d'électricité, alors qu'elle ne peut pas en produire plus de 90


Ces pointes de consommation posent problème car elles sont très au-dessus de nos consommations habituelles : pour une journée d'hiver normale, elle ne dépasse en général pas 70 ou 80GW. En janvier par exemple, la consommation maximale (le 15 à 19h) n'a été que de 77GW.
Répondre à une consommation telle que celle que nous allons probablement connaître ce soir, nécessite donc de démarrer tous les moyens de productions y compris les plus couteux et les plus polluants. A l'heure où j'écris le gaz représente 10% de la production d'électricité française et le charbon 3%, c'est beaucoup plus que d'habitude.
Mais cela ne suffira pas. Le parc électrique français ne peut produire que 90GW environ. Il faudra donc faire appel à l'effacement et surtout à nos voisins : les importations d'électricité sont en forte hausse depuis ce week-end alors que la France a été exportatrice pendant presque tous le mois de février.

Tout cela est risqué, coûte cher et pollue beaucoup mais grâce à ces efforts, l'électricité ne devrait pas manquer aujourd'hui.  Le risque de coupure reste cependant réel et il pourrait devenir plus important dans les prochaines années.


Ce que vous pouvez faire à votre niveau


Tout cela peut paraître lointain mais à la fin, le consommateur d'électricité, c'est nous : si il y a une pointe de consommation vers 19h, c'est bien parce que c'est l'heure à laquelle nous rentrons chez nous, nous remettons un peu de chauffage, nous allumons le four et nous démarrons une lessive.
Et les petites contributions ne sont pas négligeables lorsqu'elles sont mises bout à bout : si tous les ménages français éteignent une lampe (de 40W), la consommation globale baisse de 1GW c'est-à-dire l'équivalent de la production d'un réacteur nucléaire.
Vous pouvez donc réellement aider à passer sans encombre la pointe de consommation.

Comment faire ?
  • D'une manière générale, soyez particulièrement vigilants sur votre consommation d'électricité le soir autour de 19h et le matin entre 9h et 13h. 
  • Méfiez-vous de appareils chauffants (radiateurs électriques bien sur mais aussi fours, plaques de cuisson, bouilloire, cafetière, fer à repasser, etc.) qui sont d'énormes consommateurs d'électricité. Si vous êtes obligé de les utiliser, essayer de le faire en dehors des périodes tendues. 
  • Évitez les consommations inutiles même si elles vous semblent négligeables : ne laissez pas de lumière allumées, éteignez complètement votre ordinateur en quittant le bureau, débranchez les appareils en veille...
RTE propose quelques conseils complémentaires :

Réduire sa consommation d'électricité pendant les pics de consommation
(Cliquez sur l'image pour aggrandir)

Ce pic de consommation, c'est aussi l'occasion de se rappeler que le réseau électrique est un service public et que l'ensemble de ses utilisateurs, aussi bien producteurs que consommateurs, ont un rôle à jouer dans son bon fonctionnement. L'engagement des utilisateurs devient même de plus en plus crucial avec le développement des énergies renouvelables, alors autant s'y mettre tout de suite...


Publié le 27 février 2018 par Thibault Laconde



Vous avez aimé cet article ? N'en ratez aucun en vous inscrivant à la newsletter mensuelle.


Le nucléaire est-il flexible, round 3 : Visite à la Direction de la Production Nucléaire d'EDF

Dans un article publié la semaine dernière, je m'interrogeais à haute voix sur la flexibilité du parc nucléaire français et sur les chiffres avancés à ce sujet par EDF.
A la suite de cet article EDF m'a proposé de venir en discuter directement avec eux et c'est ainsi que je me suis retrouvé hier à avoir un long échange avec Stéphane Feutry qui est Délégué d'état major à la Direction Production Nucléaire d'EDF. Voici la retranscription de cet échange.

Comme il est un peu long, vous pouvez cliquer sur un des liens ci-dessous pour accéder directement à la partie qui vous intéresse :
(Pour anticiper sur les commentaires : les questions économiques n'étant pas du domaine de compétence de mon interlocuteur, elles n'ont pas pratiquement pas été abordées. Je consacrerai probablement un article à ce sujet dans les prochains jours.)


Pour commencer, est-ce que vous pourriez expliquer ce que fait un Délégué d'état major à la Direction Production Nucléaire d'EDF ?

Je supervise la production des réacteurs nucléaires aussi bien sur les programmes à l'année qu'au jour le jour. C'est essentiellement de la gestion d'information et de la coordination : typiquement, il y a une vague de froid qui approche, on va devoir produire au maximum et mon rôle ces jours-ci c'est de m'assurer que tous les réacteurs sont prêts. Je fais ça depuis 6 ans et auparavant j'ai travaillé pendant 20 ans dans l'exploitation de centrales nucléaires.

Le sujet dont je voudrais parler avec vous, c'est principalement la flexibilité de la production nucléaire et sa capacité à s'accommoder d'une part croissante de renouvelables intermittentes. Sur ce sujet, il y a un chiffre qui est sorti récemment : le parc nucléaire français serait capable de moduler sa puissance de 21.000MW en une demi-heure. Est-ce que vous pouvez me dire d'où il vient ?

Ces deux chiffres, 21.000MW et une demi-heure, sont exacts mais pas forcément accolés.

Précision intéressante…

Stéphane Feutry (EDF/DPN) à propos de la flexibilité du parc nucléaire françaisOn a fait une étude il y a maintenant 3-4 ans sur le fonctionnement du mix électrique français à l'horizon 2030 et la conclusion, c'est que si le parc nucléaire sait moduler de 21.000 MW on couvre 99.9% des situations. Mais ces 21.000MW, on n'a pas besoin de les obtenir en une demi-heure.

Cette demi-heure vient elle d'une autre information sur les capacités nominales de chaque réacteur : depuis l'origine quasiment et en tous cas depuis les années 80, chaque réacteur sait baisser sa production deux fois par jour jusqu'à 20% de sa puissance. Et cette variation est réalisable en une demi-heure. Donc chaque réacteur sait faire ça mais quand on additionne l'ensemble des réacteurs, on n'a pas besoin que tous varient dans la même demi-heure.

Un autre article sur ce sujet : Une montée en puissance de 21GW en 30 minutes sur le parc nucléaire français ?


Prenons le cas le plus simple : une belle journée ensoleillée dans l'avenir où on aura beaucoup de production solaire en France. Le soleil se lève, il monte progressivement, il culmine vers 13 ou 14h et puis il redescend. Tout ça est très lissé. Aujourd'hui on est plutôt autour de 5.000MW, demain ce sera peut-être 10 ou 15 mais ces variations seront étalées dans le temps. D'après notre étude, on aura besoin parfois de faire varier la production d'une vingtaine de gigawatts mais pas en une demi-heure, en quelques heures. La durée exacte dépend de la météo et des variations de la consommation.

Donc vous me dite qu'à moyen terme vous aurez besoin de 21GW de flexibilité mais vous ne m'avez pas dit que vous les aviez et comment vous étiez certain de les avoir.

On les a : toutes les semaines on fait une extraction de la puissance max et de la puissance minimum que peuvent atteindre les réacteurs et hier [mardi 20 février] on était à 20GW de capacité de baisse.

De baisse ?

De baisse et de remontée dans la foulée si besoin. Actuellement ces capacités ne sont pas du tout utilisées au contraire : à cette période les tranches fonctionnent à 100%. Mais elles pourront être sollicitées au printemps ou à l'été prochain, la période après Noël et le nouvel an où on a le plus besoin de moduler.
Notre objectif c'est d'être autour de 20 ou 21GW de marge et on y arrive régulièrement. Cet objectif a été traduit en interne par 2 réacteurs sur 3 capables de manœuvrer au moment où on en a besoin - c'est-à-dire le week-end essentiellement et les nuits. Au printemps prochain si j'ai 13 réacteurs qui sont en arrêt rechargement, donc 45 en marche, avec 30 qui sont capables de baisser chacun de 700MW, j'ai mes 21.000MW.

Nous avons déjà su dépasser l'objectif de 2 sur 3 : au printemps 2016, on est monté jusqu'à 80% de réacteurs disponibles. Après il y a des variations saisonnières en fonction de l'avancement dans le cycle : les réacteurs qui sont proches de leur arrêt-rechargement suivant sont un peu moins manœuvrant.

Le mode de fonctionnement sur lequel vous vous projetez à moyen-long terme, c'est donc une base de nucléaire qui s'efface pour laisser la place aux renouvelables lorsqu'elles sont disponibles ?

C'est ça. Et on a démontré qu'on sait déjà le faire : on n'a pas besoin de modifier les installations, la documentation, le combustible… avec nos capacités actuelles, on sait le faire.

Aujourd'hui, ces capacités sont assez peu utilisées, quelques dimanches dans l'année à hauteur de 10, 12 ou 15.000MW et plus souvent la nuit à hauteur de 2-3 réacteurs. Samedi dernier, il y a 2 réacteurs qui ont modulé mais ça c'est vraiment la vie de tous les jours et il y a 30 ans c'était déjà pareil.

En fait, c'est essentiellement une question de coordination. Par exemple, une fois par mois on doit calibrer les mesures de puissance du cœur, pour cela pendant 24 ou 48 heures on place le réacteur en base à pleine charge stable. A l'origine, on faisait souvent ça à partir du dimanche matin comme ça le lundi quand les équipes arrivent elles font les mesures, les analysent, etc. Or le dimanche, c'est le jour où on a besoin de baisser donc on a simplement décalé les plannings : la stabilité commence maintenant le dimanche soir ou le lundi matin quand on a moins besoin de varier. Et on a libéré comme ça quelques centaines de mégawatts de capacité de baisse quasiment sans rien faire.

Si je comprends bien, lorsque vous parlez de 2/3 de réacteurs manœuvrant, ce n'est pas toujours les même 2/3, il y a une rotation.

Exactement.

Donc techniquement tous les réacteurs sont capables, à un moment ou à un autre, de faire cette baisse de production jusqu'à 80% ?

De conception, les 58 réacteurs du parc français savent manœuvrer. Et après c'est une question de rotation, d'avancement du cycle, de réalisation de certains essais… qui fait que pendant une durée plus ou moins longue tel réacteur ne pourra participer.

Concrètement comment ça se passe quand il faut faire baisser la production d'un réacteur ?

Il y a plusieurs mailles de temps. Dès l'année précédente, on sait quel réacteur on choisira de faire baisser en premier en fonction de critères économiques.

Ce que vous êtes en train de dire c'est qu'il y a des différences de coût marginal de production d'un réacteur à l'autre ?

Ce sont plutôt des coûts de placement de production : le combustible qui n'est pas consommé lorsqu'on baisse la production peut être utilisé plus tard. Prenons par exemple un réacteur dont l'arrêt suivant tombe en février. Ce n'est pas un bon moment pour arrêter un réacteur parce que la consommation est élevée. Le printemps et l'été précédent, on va donc choisir ce réacteur en priorité pour la modulation de façon à reculer un peu son arrêt, peut-être jusqu'en mars ou en avril.

A plus court-terme - à la semaine ou au jour, on a un service dont le rôle est d'optimiser l'utilisation de l'ensemble du parc de production d'EDF. Chaque jour, il classe la production de l'ensemble du parc en fonction des coûts variables. J'insiste là-dessus : les coûts fixes ne sont pas pris en compte parce qu'il ne s'agit pas d'investir dans de nouvelles centrales mais d'utiliser au mieux les centrales existantes. Les coûts variables les plus bas, ce sont l'hydraulique au fil de l'eau, l'éolien et le solaire donc ceux là passent en premier. Ensuite c'est le nucléaire dont le coût variable est essentiellement le combustible qui reste meilleur marché que les fossiles. Après on va trouver du gaz, du charbon, du fioul éventuellement… C'est le "merit order" ou la préséance économique en français.
Si la consommation est forte, une fois qu'on aura empilé tout le nucléaire, s’il y a encore besoin de production, on ira chercher les tranches gaz ou charbon. Si la production diminue, parce qu'on est dans le creux de nuit ou le dimanche, ou au contraire si la production EnR augmente et pousse l'ensemble du schéma, là on va baisser voire arrêter le charbon, baisser voire arrêter le gaz. Et puis s'il faut encore diminuer la production, on va commencer à faire baisser les centrales nucléaires. C'est pour ça que le nucléaire baisse moins que le reste, parce qu'il passe après les autres. Le charbon et le gaz n'arrêtent pas de monter et de descendre mais ils ne sont pas forcément beaucoup plus flexibles que le nucléaire, c'est surtout qu'il vaut mieux les éteindre en premier parce qu'ils sont plus chers et en plus émettent du CO2.

Là il s'agit de la phase de planification qui peut se faire potentiellement des mois en avance, comment est-ce qu'une baisse est déclenchée au jour le jour ?

Les prévisions de production photovoltaïque et surtout éolienne à plus de 3 jours restent d'une fiabilité imparfaite malgré des modèles qui s'améliorent régulièrement. On a une bonne image de la production EnR et des températures à partir de J-3 donc c'est à partir de là qu'on peut avoir une vision sur les besoins de production de chaque groupe.

Tout ça est figé chaque jour à 16h, notre optimiseur envoie à chaque salle de commande de réacteur nucléaire comme de centrale thermique ou hydraulique le programme du lendemain. C'est envoyé également à RTE, le gestionnaire du réseau.

Chaque salle de commande reçoit un programme détaillant sa production par période de 30 minutes. L'opérateur accuse réception de ce programme et s'il y a une variation à faire, il va s'y préparer. Le moment venu il va afficher sur le pupitre la valeur de puissance à atteindre, la rampe ou le gradient de variation et puis il déverrouille la platine et l'automatisme fait le reste en faisant baisser la puissance à la vitesse voulue.
Au fur et à mesure, des grappes de commandes composées de produits neutrophages sont insérées et elles vont réduire la puissance du cœur en proportion de la réduction de la puissance électrique voulue. La réponse est instantanée : la puissance électrique baisse de l'ordre de 30MW par minute soit 3% par minute, et la puissance du cœur baisse au même rythme. Ensuite, il va y a avoir des phénomènes neutroniques dans le cœur, la quantité de xénon notamment va temporairement augmenter avec un effet retard, et c'est ça qu'on va contrer en envoyant de l'eau ou du bore pour régler l'équilibre neutronique à chaque instant. L'ajout ou la dilution de bore sont des opérations manuelles de l'opérateur depuis la salle de commande.

Pour la remontée, c'est pareil dans l'autre sens.

Ces grappes sont aussi celles qui sont destinées à arrêter le réacteur en cas d'urgence ?

C'est le même type de fonctionnement mais on a plusieurs types de grappes dans un cœur : des grappes qui font la régulation de puissance, des grappes pour la régulation de température et des grappes dédiées à une réponse rapide qui, elles, ne sont pas utilisées dans la régulation, elles restent toujours extraites du cœur.


Si ce fonctionnement devait être généralisé, est-ce que ça présenterait des inconvénients pour la durabilité des réacteurs ?

On a déjà plusieurs réacteurs qui baissent leur puissance, le retour d'expérience montre que, même de manière intensive, ça marche. J'ai en tête un exemple mais il y en a d'autres : en juin 2013, en baissant très souvent, un de nos réacteurs a produit 2/3 de ce qu'il aurait produit au maximum et on n'a pas observé de difficulté.

Le xénon est un produit qui est présent dans le combustible en fonctionnement, il se crée et disparait dans le réacteur, il suffit d'adapter la concentration en eau et en bore en compensation. Ca demande de la compétence de la part des opérateurs en salle de commande mais ça ne crée pas de difficulté industrielle, il faut juste avoir bien dimensionner les réservoirs d'eau et d'acide borique.

Un autre article sur ce sujet : Le nucléaire est-il flexible ?


Quand on regarde la littérature sur le sujet - qui n'est pas énorme, on voit trois autres préoccupations : la fatigue mécanique sur les systèmes de régulation, les variations de température dans le réacteur et le comportement du combustible.


Sur le premier point : les grappes se manœuvrent pas par pas et les mécanismes sont construits pour faire un certain nombre de pas. Tout ça est compté et au bout de quelques millions de pas, il faut changer le mécanisme de commande de grappe. On a un programme pluriannuel pour le faire de manière coordonnée : on sait que vu le taux d'utilisation des réacteurs au bout de tant d'années il faudra changer les mécanismes de commande de grappe, c'est une opération qui prend quelques jours sur un arrêt de tranche. Il n'y a pas de restriction de manœuvrabilité notable suite à ça.

Le changement de mécanisme doit se faire avec quelle fréquence ?

Ça dépend de l'utilisation de la tranche mais c'est plus de 10 ans. Ça sera peut-être plus fréquent demain, mais d'un autre coté on a amélioré les mécanismes de commande : avant il fallait les changer tous les 3 millions de pas maintenant ils tiennent 8 millions de pas.

Et puis la principale sollicitation des grappes n'est pas liée aux baisses profondes, elle a lieu quand on fait du réglage de fréquence. Ce sont des petites variations mais incessantes et mises bout à bout on a un nombre de pas sur les grappes plus important. On ne prévoit pas de faire plus de réglage de fréquence demain qu'aujourd'hui, on pense même au contraire en faire moins parce que d'autres mécanismes, comme le stockage par batteries, se mettent en place.

Pour ce qui est de la température, le circuit primaire est très stable en pression et la température varie d'une quinzaine de degrés en moyenne sur l'ensemble du primaire. C'est quelque chose qu'on sait suivre parfaitement : à chaque fois qu'on a une variation de plus de 5°C sur une partie du circuit primaire, on compte un événement. Tous les jours il y a des équipes qui dépouillent le fonctionnement du réacteur de la veille et qui comptent le nombre de sollicitations et on sait de conception qu'on a droit à tant de milliers de sollicitations dans la vie de la soudure ou de la portion de circuit concernée. On s'assure de ne pas le dépasser. Même en extrapolant sur une durée de vie de 60 ans on sait que ça passe.

Quant au combustible, les variations de température ne sont pas non plus énormes. Les études de sûreté nous ont donné des crédits de temps de fonctionnement à basse charge : chaque réacteur quand il démarre son cycle a un crédit de quelques dizaines de jours de fonctionnement à basse charge et ce crédit se reconstitue quand on fonctionne à pleine charge. On estime que sur un cycle un réacteur peut fonctionner environ 40 jours cumulés à basse charge.

Sur un cycle qui dure combien de temps ?

Entre 12 et 16 mois en général. Et encore on ne compte que les variations longues de plus de 8 heures : une variation de 4 heures la nuit, par exemple, n'a pas d'impact sur le combustible.

Quand on regarde la courbe de charge d'un réacteur nucléaire, on voit bien le réglage de fréquence, on voit aussi plus rarement des descentes à 20 ou 30% de la puissance maximale. Est-ce que des productions intermédiaires sont possibles ?

Oui. On sait faire toutes les positions intermédiaires mais en pratique on les utilise peu parce que le choix des réacteurs à baisser est d'abord économique. Si on a intérêt à économiser un réacteur autant l'économiser complètement et le faire baisser le plus bas possible.

Les réacteurs en fin de cycle sont une exception : l'amplitude de baisse diminue progressivement et plutôt que baisser à 200MW, on va baisser à 250, 300 ou 350MW au fur et à mesure qu'on se rapproche du rechargement. Si vous voyez des réacteurs dans cette zone-là, c'est probablement parce qu'ils sont dans cette phase et que le minimum technique a été relevé.

Justement qu'est-ce qui explique ce minimum technique ? Qu'est-ce qui fait qu'on ne peut pas baisser en dessous de 20% ?

On peut mais on a choisi cette valeur parce qu'elle permet d'avoir toutes les régulations en automatique. Les automates, comme c'est souvent le cas dans les process industriels, ont des plages de fonctionnement, certains sont plus ou moins efficaces à pleine charge, d'autres à basse charge. On cherche à éviter le basculement d'une régulation de pleine charge vers une régulation de basse charge, d'où ce seuil. On pourrait descendre plus bas mais ça ne représenterait pas grand-chose en termes de production électrique.

Tout à l'heure vous parliez de réacteurs qui tournent pendant quelques semaines à 2/3 de leurs puissances maximales donc j'ai bien compris que c'est techniquement faisable mais économiquement est-ce que c'est soutenable ?

L'important c'est de bien choisir les réacteurs qui vont varier. Si faire 30 ou 40 jours équivalent pleine puissance de régulation permet à un réacteur de repousser son arrêt de février à mars ou avril, économiquement c'est intéressant parce qu'il y a un intérêt économique à produire en février plutôt qu'en juillet ou en août.

Quoiqu'il en soit ces dernières années on ne module pas plus qu'il y a 20 ou 30 ans. Les variations de consommation n'ont pas changé et la part des EnR reste très faible. Au total, le facteur d'usage est de l'ordre de 96% donc la non production parce qu'il y a un déficit d'appel, un creux de consommation ou des EnR qui ont pris notre place, c'est 4% de notre capacité de production et on ne la voit pas augmenter notablement. Avec ces valeurs, ça reste très économique de continuer à exploiter le parc existant.



Publié le 22 février 2018 par Thibault Laconde


Vous avez aimé cet article ? N'en ratez aucun en vous inscrivant à la newsletter mensuelle.


Le nucléaire est-il flexible, round 2 : une montée en puissance de 21GW en 30 minutes sur le parc français ?

En octobre dernier, j'ai écrit un article sur la flexibilité du nucléaire et sa compatibilité avec un part importante d'énergies renouvelables intermittentes, j'y déplorais le peu de travaux existants sur le sujet. Depuis, la manoeuvrabilité du parc nucléaire français est devenue un sujet stratégique dans le débat sur la nouvelle PPE mais rares sont les nouvelles informations qui sont venue éclairer la discussion.
Lassé d'attendre, je vous propose ma propre estimation basée sur la production réelle des réacteurs français depuis 2011.

(Le volume des données ne permet pas, comme je le fais d'habitude, de les mettre dans une feuille de calcul accessible librement mais je les tiens à disposition des lecteurs courageux)


Selon EDF, la production nucléaire peut être modulée de 21.000MW en 30 minutes


Avant de commencer, signalons quand même une nouveauté : EDF avance désormais un chiffre. Selon l'entreprise "le parc nucléaire français est capable de moduler sa puissance de 21 000 MW en moins de 30 minutes". Cette évaluation a été reprise récemment par Dominique Miniere, le directeur du parc nucléaire et thermique d'EDF, dans un article publié par Bloomberg.
Malheureusement, dans les deux cas, aucune source n'est donnée à l'appui de ce chiffre, ni la moindre explication sur son origine. J'ai interrogé l'entreprise à ce sujet mais je ne suis pas parvenu à obtenir des précisions.

Il y a pourtant une première limite évidente à cette évaluation : le parc nucléaire français a une puissance maximale de 63.5GW, pour monter en charge de 21GW, il faut donc que sa production soit au départ inférieure à 42.5GW. Ce qui n'est le cas que 8 heures par jour en moyenne.
Même en supposant qu'il soit techniquement capable de fournir une rampe de 21GW en 30 minutes, vous avez 2 chances sur 3 que cette capacité ne soit pas disponible au moment où vous en avez besoin. Ce chiffre n'est donc pas représentatif de la marge de manoeuvre disponible sur le parc nucléaire français.

Mise à jour 22/02/2018 : Suite à cet article, j'ai pu échanger avec la Direction de la Production Nucléaire d'EDF. Selon eux, il fallait comprendre que le parc français peut faire varier sa production jusqu'à 21GW et que la production peut varier en 30 minutes, pas qu'elle peut varier de 21GW en 30 minutes. Cette version est beaucoup plus crédible comme le montre la suite de l'article. Vous pouvez retrouver le détail de cet échange ici.


Sur 54.000 heures, la rampe maximum est de 5.35GW


Pour essayer de parvenir à une évaluation plus satsifaisante, j'ai utilisé les données de RTE qui met à disposition l'historique heure par heure de la production de chaque centrale électrique en France depuis décembre 2011. A partir de cette source j'ai reconstitué la production horaire du parc nucléaire français sur un peu plus de 6 ans.

Résultat : on est loin de 21GW en 30 minutes. Au cours de ces 6 années, la variation horaire maximale de la production nucléaire française est de -8.7GW, le 27 octobre 2013 à 2h du matin.
Dans le sens de la hausse, la rampe maximum observée depuis 2011 est de +5.35GW en une heure, le 2 janvier 2012 à 7h.

Il est intéressant de noter qu'une augmentation aussi rapide de la production nucléaire n'a rien d'ordinaire. En 6 ans, la production n'a augmenté de plus de 5GW en une heure que 2 fois et sur près de 54.000 heures de fonctionnement seules 88 ont vu une augmentation de plus de 3GW de la production nucléaire.


La production nucléaire française peut augmenter de 21GW... mais en 15 heures


Prenant le problème dans l'autre sens, j'ai écrit un petit programme pour chercher des exemples de montée en charge de 21GW ou plus afin de voir combien de temps avait été nécessaire.
Je n'ai trouvé qu'un seul cas : le 2 janvier 2012, la production est passée de 38.961GW à 4 heures du matin à 60.157GW à 18h, soit une hausse légèrement supérieure à 21GW en 15 heures.

Et là encore il s'agit d'un phénomène exceptionnel : après la journée du 2 janvier 2012, c'est le 2 janvier 2014 qui a connu la montée en puissance la plus importante avec 13.57GW en 8 heures.
Au total, seuls 11 jours sur les plus de 2200 analysés ont connu une hausse de la production nucléaire supérieure à 10GW. Dans la grande majorité des cas, elles se produisent dans la nuit de dimanche à lundi ou le lendemain d'un jour férié.

Ce graphe compare les 21GW en 30 minutes annoncés par EDF au record du 2 janvier 2012 et aux 10 autres montées en charge de 10GW ou plus intervenues depuis décembre 2011 :
Selon EDF la production nucléaire peut être modulée de 21 000MW en 30 minutes

On voit bien l'écart entre la promesse d'EDF et la réalité. On constate aussi que le record du 2 janvier 2012 est une exception qui n'a jamais été approchée depuis.
Alors oui : évidemment, ce n'est pas parce que la production nucléaire n'a jamais varié plus vite dans le passé qu'elle ne peut pas le faire demain. De la même façon le fait que je n'ai jamais couru un 100 mètre en moins de 14 secondes ne prouve pas que je ne pourrais pas battre Usain Bolt si je le voulais. En tous cas je trouve cette pensée réconfortante.

Plus sérieusement, que peut-on dire ?
Sur les dernières années, le parc nucléaire français a démontré en quelques occasions une flexibilité significative : sa production électrique peut augmenter jusqu'à 5GW en une heure et la montée en puissance peut dépasser une dizaine de gigawatts en 3 à 6 heures. Il serait ainsi faux de dire, comme le font certains opposants à l'atome, que le parc nucléaire n'offre aucune manoeuvrabilité mais le chiffre de 21GW en 30 minutes avancé par EDF semble exagéré.


Pourquoi la manoeuvrabilité du parc nucléaire est importante ?


Dans le cadre du débat sur la nouvelle PPE, le gouvernement a retenu deux scénarios : Ampère qui implique une baisse de 16.3GW du parc nucléaire français d'ici à 2035 et Volt qui conduit à une baisse de 9.8GW.
Dans les deux cas, le déclin du nucléaire est compensé par une forte progression du solaire et de l'éolien : en 2035, la puissance installée atteindrait 48GW pour le solaire et 60GW pour l'éolien dans le scénario Ampère, 36 et 50GW dans le scénario Volt.

Or il s'agit d'énergies intermittentes dont la production peut baisser indépendamment de la consommation d'électricité. Il existe plusieurs moyens pour compenser cette variabilité mais la plus simple reste d'assurer l'équilibre entre l'offre et la demande en faisant appel à d'autres moyens de production. Évidemment cela n'est possible que si on dispose de centrales électriques suffisamment souples.

Au regard de son fonctionnement passé et présent, il n'est pas du tout évident que le parc nucléaire français puisse tenir ce rôle, surtout s'il est réduit.
S'il n'y parvient pas, nous risquons d'être obligés de construire des centrales électriques thermique en appoint, donc voir nos émissions de gaz à effet de serre augmenter, ou bien de nous reposer sur l'importation d'électricité dans les périodes tendues. La question mérite donc d'être posée avec un peu de sérieux.

Publié le 13 février 2018 par Thibault Laconde, dernière mise à jour le 22 février.


Vous avez aimé cet article ? N'en ratez aucun en vous inscrivant à la newsletter mensuelle.


7 idées reçues sur le mix électrique chinois

Energie en chine
J'ai publié il y a quelques jours une note sur l'évolution du mix électrique chinois en 2017 (que vous pouvez consulter ici). Ce travail est basé sur des données de l'administration chinoise, principalement celles-ci de l'administration pour l'énergie (NEA) et celles-ci du bureau national de statistique (NBS), rendues publiques très récemment et qui n'avaient pas encore été traduites. Comme on pouvait l'espérer de données toutes fraiches et encore inédites, celles-ci révèlent quelques surprises.

Rappelez-vous ce que vous avez lu ou entendu sur l'énergie en Chine - la production d'électricité à partir de charbon, les investissements dans le nucléaire, le développement du solaire, etc. Puis lisez cet article et attendez-vous à être étonné.


Idée reçue n°1 : les énergies fossiles reculent en Chine

En apparence, c'est vrai : La part des énergies fossiles dans la production d'électricité chinoise est passée de 71.8% en 2016 à 70.9% en 2017. Presque un point de moins en un an, c'est un progrès plus qu'honorable...
Mais voilà : dans le même temps la consommation d'électricité a augmenté de 6.5%, les énergies fossiles ont donc une part légèrement plus petite d'un gâteau beaucoup plus grand... A l'arrivée, la production d'électricité à partir de gaz et surtout de charbon a progressé de plus de 220TWh en 2017. C'est-à-dire que la production fossile est celle qui a le plus augmenté, en fait elle a plus augmenté que celle de toutes les autres énergies réunies.
 Production d'électricité en Chine en 2017 par flière : fossiles, nucléaire, éolien, solaire et hydroélectricité

Au-delà de la production, la puissance installée a elle aussi augmenté (si vous n'êtes pas tout à fait au clair sur la différence entre les deux, je vous conseille cet article). Les investissements dans les énergies fossiles, par contre, ont reculé d'un tiers en 2017 mais un Renminbi investi dans la production d'électricité chinoise sur 4 va encore aux énergies fossiles.


Idée reçue n°2 : la Chine est dernière de la classe

En sens inverse, on qualifie parfois un peu vite la Chine de cancre en matière d'énergie. C'est vrai qu'elle est depuis 2007 la première émettrice de gaz à effet de serre de la planète mais cela tient évidemment beaucoup à l'immensité de sa population...
Avec à peu près trois-quart d'énergies fossiles dans son mix électrique, la Chine est en réalité en milieu de tableau. Au sein du G20, elle se classe 8e et fait mieux que l'Inde ou que des pays développés comme le Japon et l'Australie.

Évidemment les statistiques chinoises tentent d'embellir la situation en ne distinguant pas au sein des énergies fossiles le charbon, très polluant, et le gaz, qui l'est environ 3 fois moins : le problème de la Chine si on la compare à d'autres pays ce n'est pas la part des énergies fossiles, c'est la part du charbon au sein des énergies fossiles - environ 95%.
En prenant ce critère, la Chine se place effectivement parmi les 10 pays avec le mix électrique le plus sale mais elle reste nettement meilleure que l'Afrique du Sud ou la Pologne.


Idée reçue n°3 : la Chine investit à fond dans le nucléaire

Dans l'industrie nucléaire, la Chine est presque toujours présentée comme la terre promise. Et c'est vrai que le pays affiche des objectifs impressionnants : faire passer son parc nucléaire de 28 à 58GW entre 2016 et 2020 et avoir encore 30GW de plus en construction, voire atteindre 150GW en 2030 !

Imaginez donc ma surprise, lorsque j'ai découvert parmi les chiffres publiés par la NEA une baisse de 21.6% des investissements dans le nucléaire en 2017 ! L'année dernière, la Chine a consacré environ 5 milliards d'euros au développement de sa production d'électricité nucléaire. C'est encore beaucoup, certes, mais ce n'est pas du tout à l'échelle des objectifs annoncés...
J'ai cherché les données pour les années précédentes, et là re-surprise : 2017 n'est pas une exception. Les investissements dans le nucléaire baissent régulièrement depuis au moins 2012. En 6 ans, ans ils ont été divisés par 2 ! Les mises en chantier de réacteurs sont elles aussi orientées à la baisse : 3.5GW par an en moyenne entre 2012 et 2015, 2GW en 2016 et 0.6 en 2017.

Evolution des investissements chinois dans le nucléaire et des mises en chantier de réacteurs

Résultat : les objectifs nucléaires mirobolants de la Chine ne seront certainement pas atteints. Actuellement il y a un peu plus de 19GW en construction, pour tenir l'objectif de 58GW fixé par le 13e plan quinquennal il faudrait achever tout ces chantiers et encore 2 ou 3 réacteurs de plus. En moins de 3 ans, c'est pratiquement impossible. Avoir 30GW en construction en 2020 semble aussi très compliqué. Quant aux 150GW en 2030, sauf retournement spectaculaire, ils apparaissent comme un doux rêve.
En bref, si vos économies sont placées dans le devéloppement de l'industrie nucléaire sur le marché chinois (et par extension sur le développement de l'industrie nucléaire tout court), il est peut-être temps de réfléchir à vos choix...


Idée reçue n°4 : l'éolien et le solaire représentent un quart de l'électricité chinoise

Ici, il s'agit surtout d'une précision sémantique. Les chinois distinguent en général l'électricité venant de centrales thermiques (火电, le premier caractère signifie feu, le deuxième électricité) du reste. Mais cette électricité thermique ne comprend pas le nucléaire (核电) qui figure toujours à part, "fossile" est donc une traduction plus appropriée que "thermique".
Résultat : lorsqu'on discute du mix électrique chinois on se retrouve souvent à parler d'énergies fossiles d'une part et de "non-fossiles" d'autre part. Cette seconde appellation ne nous est pas très familière et elle a vite fait de devenir "énergies renouvelables" oubliant au passage le nucléaire. L'étape d'après est de confondre les renouvelables avec leurs représentants les plus médiatiques : l'éolien et le solaire.

En réalité, une fois retirés les 4% de nucléaire, les énergies renouvelables représentent de l'ordre d'un quart de la production électrique chinoise. Et le gros de cette production (18.6%) vient des barrages hydroélectriques pas des éoliennes ou des panneaux solaires.


Idée reçue n°5 : la révolution solaire est en marche !

S'il y a une information sur le secteur électrique chinois qui est parvenue à trouver son chemin jusqu'aux médias occidentaux en 2017, c'est bien celle-là : le solaire s'envole !

Incontestablement, le développement du solaire photovoltaïque chinois vaut qu'on s'y arrête. La Chine, qui pendant longtemps a complètement ignoré cette technologie au profit du solaire thermique domestique, est devenue en l'espace de 5 ans la championne mondiale incontestée. En 2017, le parc solaire chinois a dépassé 130GW. Deuxième pays le mieux doté, l'Allemagne n'affiche que 40GW et la France ne dépasse pas 7GW...
Mais c'est surtout le rythme auquel le parc solaire s'est développé qui est incroyable : 53GW de nouvelles capacités solaires photovoltaïque ont été raccordés en un an ! Cette explosion a pris de court aussi bien les planificateurs chinois (l'objectif fixé fin 2016 pour 2020 a été atteint en un an) que les analystes.

Mais cet exploit risque fort de rester sans lendemain. D'abord parce que malgré sa progression la production solaire photovoltaïque est encore loin d'entamer la domination des énergies fossiles : elle représente moins de 2% du mix électrique chinois.
Ensuite et surtout parce que le gouvernement chinois appuie très fort sur le frein : après un recul de 6 à 18% mi-2017, les tarifs de rachat pour l'électricité solaire vont encore être abaissés de 12 à 56% en 2018. Par ailleurs, le gouvernement central a décrété l'arrêt de la moitié des projets sur les deux tiers environ du territoire, dans certaines provinces c'est même la totalité des projets qui ont été stoppés.
Dans ces conditions, le rythme de croissance devrait ralentir, peut-être à quelques gigawatts par an, et il faudra des années avant que le solaire pèse réellement dans le mix électrique chinois.


Idée reçue n°6 : l'éolien et le solaire ont atteint leurs limites

En Chine comme ailleurs, l'intégration des énergies renouvelables intermittentes pose question. Au cours des dernières années, la Chine a souvent connu des cas d'effacement de production (ou curtailment), c'est-à-dire des situations où le gestionnaire du réseau coupe des sources d'énergie renouvelable parce qu'il ne parvient pas à écouler leur production ou parce qu'il préfère faire appel à des centrales plus flexibles. Ces épisodes ont parfois été interprété comme la preuve que le développement du solaire et de l'éolien en Chine était une impasse.
En réalité, avec moins de 7% du mix électrique, il n'y a aucune raison que l'intégration des renouvelables intermittentes soit ingérable en Chine. Après tout, la part des renouvelables (hors hydroélectricité) atteint sans vraie difficulté 25% en Nouvelle Zélande, en Irlande ou en Espagne...

Ce qui manquait surtout c'était les infrastructures pour écouler la nouvelle production renouvelable des régions du centre et de l'ouest où elle est souvent localisée vers les régions industrielles de la côte est.
Les investissements dans ce domaine se sont accélérés en 2017 : plus de 11.000km de lignes à très haute tension ont été construit.... Et le problème semble en voie de résolution : le taux d'effacement a baissé de 5.2 points pour l'éolien et de 4.3 points pour le solaire alors que la production a fortement progressé. Il reste des engorgements dans des provinces rurales où les renouvelables se sont développés très vite mais ils sont localisés.


Idée reçue n°7 : les chinois consomment trop d'électricité

Pour que la progression du nucléaire et des renouvelables en 2017 permette de réduire la production d'électricité fossile, il aurait fallu que la consommation chinoise augmente de moins de 2.3%. Or la croissance de la consommation a été presque 3 fois plus rapide !
Il est clair que tant que la demande continuera à croître aussi vite, il sera très difficile de réduire la production électrique fossile.

Alors, le problème c'est que les chinois gaspillent l'électricité ? C'est aller un peu vite : avec 6400TWh en 2017, la consommation d'électricité chinoise se situe à la louche au double de l'Union Européenne qui est deux fois moins peuplée et elle est supérieure de moitié à celle des Etats-Unis qui ont une population 4 fois moins importante. Mais surtout, la part de la consommation domestique est faible : moins de 14% du total. C'est l'industrie qui absorbe 70% de l'électricité produite en Chine. Les ménages chinois n'y sont donc pas pour grand chose...

Publié le 7 février 2018 par Thibault Laconde



Vous avez aimé cet article ? N'en ratez aucun en vous inscrivant à la newsletter mensuelle.


[Infographie] Fin de l'exploitation d'hydrocarbures en France : on en reparle en 2040 ?

Vous avez fait quoi ce week-end ? Un peu de bricolage ? Une petite ballade en forêt ? Ou simplement la grasse matinée ? Hé bien, pendant que vous vous prélassiez, le gouvernement, lui, travaillait dur pour le soutenir la production pétrolière française !

Infographie : concession et permis d'exploration de pétrole et de gaz renouvellés, étendus ou prolongés en France

Le Journal Officiel daté du dimanche 2 février ferait presque passer la France pour un pays pétrolier : on y trouve 3 décrets accordant de nouvelles concessions pour l'exploitation de pétrole et de gaz - ce qui porte à 65 le nombre total de concessions en France.
Par ailleurs, 2 autres décrets prolongent des concessions existantes et une dernière est étendue. Et il y a aussi la prolongation de 3 permis pour la recherche d'hydrocarbures (qui s'ajoute à celle de 6 autres fin décembre) ainsi qu'une réforme du droit minier en outre-mer visant à faciliter les activités pétrolières en Guyane.

Vous trouvez que ça fait beaucoup pour un pays qui a adopté il y a un mois une loi prévoyant l'arret en 2040 de la production de pétrole et de gaz en France ? En fait, lors du vote de cette loi, Nicolas Hulot avait insisté : elle ne signifie pas que le gouvernement n'autorisera plus d'activités pétrolières en France et encore moins que les permis existants seront révoqués.
On se souvient que l'annulation des permis pour la recherche de gaz et pétrole de schiste après la loi de 2011 bannissant la fracturation hydraulique a été contesté en justice, lançant un feuilleton judiciaire qui se poursuit encore. Laisser les concessions existantes courir jusqu'à leur terme est donc, a priori, de bonne politique. Les prolonger ou en accorder de nouvelles est plus surprenant...

En fait, cet épisode me semble révélateur d'un  phénomène beaucoup plus large : à l'image de l'Accord de Paris qui vise zéro émission nette dans la seconde moitié du siècle, un peu partout dans le monde, les politiques énergétiques et climatiques commencent à se donner des objectifs à long-terme très ambitieux, mais dans le même temps on constate un relâchement à court-terme. Comme si l'engagement de devenir propre vers 2050 rendait moins nécessaires les efforts aujourd'hui.
La France en donne un parfait exemple : héraut de l'Accord de Paris mais laissant ses émissions croître, premier pays à fixer dans la loi la fin des énergies fossiles mais accélérant la recherche et l'exploitation d'hydrocarbures sur son territoire... Nous sommes le poivrot qui décide d'arrêter demain et s'offre un verre pour fêter ça !

Et il n'y a pas que nous : l'Allemagne va certainement rater ses objectifs d'émissions pour 2020, la Grande Bretagne devrait louper les siens en 2025, la Belgique ne fait pas mieux, les émissions du Japon s'envolent, on pourrait continuer... Il est peut-être temps de sortir de l'autosatisfaction et de réaliser que le vrai danger pour l'action climatique, ce ne sont pas les délires climatosceptiques d'un Trump mais notre propre laisser-aller.

---------------------------------------
Pour ceux que ça intéressent, voici le détail des concessions et des permis de recherche modifiés le 2 février 2018 :

Trois nouvelles concessions :
  • Concession d'Amaltheus : Concession de 37km² dans la Marne et accordée à IPC France, le deuxième producteur de pétrole en France filiale du groupe suédois Lundin, jusqu’au 1er janvier 2040. 
  • Concession d'Avon-la-Pèze : Concession de 56km² située dans l’Aube et accordée pour 15 ans à Société pétrolière de production et d'exploitation (SPPE), une PME.
  • Concession de la Conquillie : Concession de 36km² située en Seine-et-Marne et accordée pour 15 ans à Vermilion, un groupe canadien et le premier producteur de pétrole en France avec environ 11.000 barils par jour.
Deux concessions prolongées :
  • Concession de Saint-Germain-Laxis : Concession de 20km² située en Seine-et-Marne et prolongée jusqu’au 28 septembre 2031.
  • Concession d’Eschau : Concession de 5km² située dans le Bas-Rhin et prolongée jusqu’au 10 octobre 2031.
Une concession étendue :
  • Concession de de Champotran : Cette concession située en Seine-et-Marne et accordée jusqu’au 14 août 2038, est étendue de 123km².
Trois "permis exclusif de recherches de mines d'hydrocarbures conventionnels liquides ou gazeux" sont prolongés :
  • Permis d’Aquila : Ce permis, accordé à Vermilion pour une zone de 283km² située sur la côte de la Gironde, est prolongé jusqu’au 21 juillet 2020. Une demande de prolongation pour ce permis avait été rejetée en mars 2017.
  • Permis de Forcelles : Ce permis d’exploration sur une zone de 20km² située en Meurthe-et-Moselle est prolongé jusqu’au 7 septembre 2021.
  • Permis de La Folie de Paris : Portant sur une zone située à l'intersection de l’Aube, de la Marne et de la Seine-et-Marne, ce permis est prolongé jusqu’au 7 août 2021 mais sur une surface réduite à 199km².
--------------------------------------- 

Publié le 5 février 2017 par Thibault Laconde



Vous avez aimé cet article ? N'en ratez aucun en vous inscrivant à la newsletter mensuelle.