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Dans la brume électrique, le blackout évité

Le 8 janvier de cette année, il a fait froid. Oh, pas très froid : un peu plus de 0°. Suffisant pour que la puissance d’électricité consommée monte à 87 GW entre 8 et 10 h, un niveau qui n’avait pas encore été atteint cet hiver (mais qui a été légèrement dépassé le 11 à 19 h), ce qui reste loin du record de 102 GW atteint le 8 février 2012. Il a fallu importer de l’électricité (sauf entre 13 h et 16 h), alors qu’habituellement, la France est exportatrice nette.

Le même jour, à 14h 04, une très forte demande de l’ouest-européen déclenche un mécanisme de sécurité dans la sous-station électrique d’Ernestinovo (Croatie), qui de proche en proche, s’est traduit par une séparation en deux du réseau européen.

Avant la coupure, la partie en rouge du réseau était excédentaire et alimentait la partie en bleu pour une valeur de 6,3 GW. La perte de cette alimentation s’est traduite immédiatement par une variation dangereuse de la fréquence de notre courant (rappelons que nous utilisons du courant alternatif d’une fréquence théorique de 50hz). Deux mesures ont été prises immédiatement. Par les régulateurs : arrêt de clients importants qui ont un contrat d’effacement, en France et en Italie, pour une valeur de 1,7 GW. Et automatiquement, activation de 0,5 GW de soutien en provenance des réseaux britannique (surtout) et nordique (un peu). On notera que s’il faut réagir très vite, on ne peut compter que sur l’hydraulique et l’effacement, les turbines à gaz permettant aussi une réaction, mais un peu moins rapide (20 % de la capacité par minute, contre 1 à 5 % pour les centrales à charbon ou nucléaire).

Au-delà de l’incident lui-même, on peut s’interroger sur le fait que la France et plus largement la zone nord-ouest européenne aient dû faire appel à l’importation d’électricité lors d’un épisode de froid peu intense. Pour répondre à cette question, le mieux est d’analyser l’évolution des capacités de production en France et en Allemagne depuis 10 ans.

En 2011, à la suite de la catastrophe de Fukushima, l’Allemagne a arrêté 8 réacteurs nucléaires (pour 8,4 GW). Trois autres réacteurs ont été arrêtés depuis, pour une puissance de 4 GW. L’arrêt des réacteurs restants (4 GW) est programmé en 2022.

En revanche, la puissance éolienne installée est passée de 28,7 GW en 2011 à 61,4 fin 2019. Actuellement, la puissance installée de l’éolien allemand est égale à celle du nucléaire français. De son côté, la puissance installée en photovoltaïque est passée de 18 GW en 2010 à 54 GW en 2020.

Sur le papier, la puissance installée totale en Allemagne a donc largement augmenté depuis 10 ans, malgré les fermetures dans le nucléaire. Cependant, ces chiffres de capacité sont trompeurs : alors que les centrales nucléaires, comme celles au fuel ou au charbon, fonctionnent le plus souvent à leur puissance nominale, les parcs éoliens ou solaires fonctionnent en réalité toujours en dessous (et parfois très en dessous) de leur capacité nominale.

Et en France ? Des centrales thermiques, souvent anciennes, au charbon ou au fuel, ont été fermées, pour une capacité totale de 5 GW pour le charbon, de 7,1 GW pour le fuel. En revanche, des turbines au gaz ont été installées pour une capacité de 3,2 GW. On notera que les turbines au gaz ont l’avantage de pouvoir démarrer beaucoup plus vite que les installations au charbon ou au fuel. Enfin, les deux réacteurs nucléaires de Fessenheim, d’une capacité totale de 1,8 GW, ont été arrêtés en 2020.

De 2010 à fin 2020, la capacité de production électrique a été diminuée de 10,6 GW avec les modifications ci-dessus. La capacité de production a dans le même temps été fortement augmentée dans les énergies renouvelables : + 10,7 GW pour l’éolien, + 8,6 GW pour le solaire, + 0,9 GW dans les bioénergies, + 0,2 en hydraulique, soit un total de 20,4 GW en énergies renouvelables, soit presque le double de la capacité perdue dans le fossile et le nucléaire.

Que s’est-il passé le 8 janvier ?

  • La production nucléaire oscille entre 50,5 et 51,9 GW. Elle se situe donc entre 82 et 84 % de sa capacité maximale (61,3 GW).
  • La production thermique varie entre 0,2 et 0,8 GW pour le fuel, 1,6 et 2,3 GW pour le charbon, 8,2 et 9,3 GW pour le gaz. Les maximas sont observés vers 8/ 10h, au moment où la demande est la plus forte, avec à ce moment-là,67 % de la capacité installée.
  • L’éolien varie entre 0,9 et 1,6 GW, avec entre 1,1 et 1,2 au moment où la demande est la plus forte. À ce moment-là, l’éolien fonctionne à 6/7% de sa puissance installée.
  • Le solaire varie entre 0 et 3,9 GW. À 7h, il est à 0 GW, à 8 h à 0,2, à 9h à 0,5, à 10 h à 1,5 GW. Il fonctionne donc entre 2 % (à 8h) et 16 % (à 10 h) de sa puissance installée.
  • L’hydraulique a varié entre 5,9 GW (à 5h du matin) et 17,7 GW (à 19h). C’est l’hydraulique qui assure le plus gros de l’adaptation quotidienne à la demande. Elle a fonctionné à environ 70 % de sa capacité maximale en soirée.
  • La production par biomasse est restée quasi constante à moins de 0,9 GW (son niveau de fonctionnement quasi permanent).
  • En Allemagne, la production éolienne s’est située autour de 4 à 6 GW, soit moins de 10 % de la capacité installée, et 10 fois moins que le nucléaire français, dont la capacité est identique.

Une leçon s’impose

Si on regarde l’utilisation des différentes capacités ce jour là, voilà ce qu’on observe :

L’éolien et le solaire ont très peu fourni cette journée-là. À noter le rôle important de l’hydraulique dans l’adaptation au besoin sur la journée. La production est assurée dans l’ordre par le nucléaire, l’hydraulique et le gaz. L’éolien, qui ne pouvait être activé, est quasiment absent de la production réelle. Le solaire, qui dure peu de temps, fut à peine un appoint lors de la plus forte demande.

Certes, il y a encore un peu de marge par rapport à cette journée du 8 janvier, en cas de vague de froid en février : d’une part parce que des réacteurs nucléaires auront été redémarrés, d’autre part parce qu’il y a encore un peu de marge dans le thermique. Mais on ne peut pas compter sur l’éolien ou le solaire pour faire face à une hausse de la demande, leur production étant par nature subie et non pilotable.

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