Privatisation de Saudi Aramco : et le climat dans tout ça ?

Au debut du mois de décembre, Saudi Aramco devrait faire son entrée à la Bourse de Riyadh. Attendue depuis près de 4 ans, la privatisation partielle de la compagnie pétrolière nationale saoudienne a enchaîné les accrocs et les contretemps. L'entreprise a renoncé à être cotée dans une bourse internationale et ses futurs actionnaires devraient se recruter principalement parmi les investisseurs locaux ou des fonds d'investissement "amis" venus de Russie ou de Chine.
Les fonds internationaux ont bien des raisons de bouder l'opération : le prix jugé trop élevé, la vulnérabilité des installations face à des attaques comme celles de septembre, la crainte d'une instrumentalisation politique de l'entreprise... Il y cependant un autre risque qui n'a apparemment pas été pris en compte : l'effet du changement climatique sur l'activité de Saudi Aramco.

> Cet article est basé sur une étude plus complète effets du changement climatique pour Saudi Aramco. Le rapport complet est accessibles ici : Saudi Aramco : évaluation préliminaire des risques climatiques.


Trop chaud pour produire du pétrole ?


La compagnie pétrolière saoudienne, Saudi Aramco, reconnait que le déreglement climatique peut avoir un effet négatif sur ses résultats
Les infrastructures exploitées par les compagnies pétrolières ont une durée de vie longue, les construire ou les modifier coûte très cher. Elles sont donc vulnérables à une évolution du climat qui rendrait obsolète les hypothèses utilisées à leur conception.
Et comme les procédés pétroliers sont complexes et très interdépendants, la défaillance d'un équipement sensible peut avoir des effets disproportionnés et menacer le fonctionnement d'une installation beaucoup plus vaste voire de l'ensemble de l'ensemble des activités avales.

Il n'est donc pas inutile de se demander s'il dans les installations pétrolières des équipements dont le fonctionnement peut être perturbé par l'évolution du climat.

Pour la température, la réponse est oui : de nombreuses infrastructures utilisées dans le transport et le raffinage des hydrocarbures sont sensibles aux fortes chaleurs.

La liquéfaction du gaz en vue de son transport est un bon exemple : elle nécessite de le refroidir jusqu'à -162°C. Il est facile de comprendre que plus la température ambiante est élevée plus cette opération est difficile à réaliser. Les trains de liquéfaction sont dimensionnés pour fonctionner jusqu'à une température maximale et les adapter à des température plus élevées n'a rien d'évident. Quand on sait que la température moyenne en Arabie Saoudite augmente de l'ordre de 0.5°C par décennie depuis les années 1980, il est est probable que les seuils de température seront de plus en plus souvent dépassés.
Le même problème se pose évidemment pour d'autres systèmes de réfrigération, par exemple les unités de condensation dans les raffineries. Et d'autres équipements sont sensibles à la température, par exemple les séparateurs et les infrastructures électriques. Les incident dans ce domaine ne sont pas de la science fiction : pendant l'été 2017, un transformateur a pris feu dans une raffinerie située sur la côte de la Mer Rouge apparemment à cause de la chaleur.

Réchauffement climatique : évolution de la température en Arabie Saoudite
Température moyenne à l'horizon 2020-2050 comparée à 1976-2005 pour le scénario RCP8.5 (gauche) et RCP4.5 (droite)

La hausse de la température a aussi un effet indirect sur l'industrie pétrolière au travers de ses travailleurs. L'effet négatif de la chaleur sur la productivité et la santé est bien connu mais il est particulièrement important dans un pays comme l'Arabie Saoudite qui est déjà soumis à des températures extrêmes.
Dans l'est de l'Arabie Saoudite, où se trouvent les principaux gisements exploités par Saudi Aramco, la température pourrait dépasser 50°C plusieurs jours par an d'ici une dizaine d'années. Avec de telles vagues de chaleur, intervenir en extérieur devient pratiquement impossible. D'ailleurs, la réglementation saoudienne interdit le travail à l'extérieur lorsque la température dépasse 50°C et entre 12h et 15h en été (mais cette dernière règle ne s'applique pas dans le secteur pétrolier).


Trop d'eau... ou pas assez


L'Arabie Saoudite a beau ne posséder aucun cours d'eau permanent, les inondations sont considérées comme le principal risque naturel dans le pays. La côte de la Mer Rouge en particulier reçoit régulièrement des pluies violentes qui viennent remplir les oueds et causent des inondations dévastatrices. Les observations météorologiques montrent une intensification de ces épisodes pluvieux et la tendance devrait se poursuivre.
Certaines des installations exploitées par Aramco sont à proximité immédiate de ces zones à risques : le complexe pétrochimique de Yanbu par exemple a été partiellement inondé en 2011. C'est aussi le cas de Port Arthur, la plus grande raffinerie des États-Unis dont Saudi Aramco a achevé le rachat en 2017 : elle a été inondée en 2016 et 2017, au point que les projets d'extension ont été abandonnés.

Mais même si le changement climatique pourrait apporter plus d'eau sur le territoire saoudien, cette augmentation des précipitation devrait être compensée par l'augmentation des températures donc de l'évaporation. Dans le meilleure des cas, l'aridité du pays devrait rester à peu près la même alors que sa consommation en eau augmente rapidement et que les ressources fossiles se réduisent.
L'accès à l'eau, indispensable à la production et au raffinage du pétrole, pourrait donc devenir plus compliqué. L'industrie pétrolière saoudienne dépend déjà largement d'usines de dessalement pour son fonctionnement, un mécanisme digne des shadocks : produire du pétrole, le brûler pour produire de l'électricité, utiliser l'électricité pour produire de l'eau, utiliser l'eau pour produire du pétrole... Il n'est pas évident que ce système soit soutenable sur les prochaines décennies. Et il va dans tous les cas représenter un coût énergétique et financier important.

Et puis il y a bien sur la hausse du niveau de la mer. Selon les projections, elle devrait être d'une quinzaine de centimètres entre 2030 et 2000. L'impact exact de cette hausse devrait être très important compte-tenu de la faible élévation des côtes saoudiennes.
Dès 2030, par exemple, la péninsule de Ras Tanura pourrait devenir... une île. Or c'est là qu'est situé un des plus importants terminaux pétrolier du pays et une raffinerie d'une capacité de 550.000 barils par jour. Même si ces installations ne sont pas menacées directement, difficile d'envisager qu'elles puissent continuer à fonctionner comme si de rien n'était alors que leur environnement change à ce point.

Températures extrêmes, éolution des précipitations, niveau de la mer : les principaux risques climatiques pour Saudi Aramco


Un problème pour Saudi Aramco mais aussi pour les investisseurs


A ce stade, la question que l'on m'a beaucoup posé ces derniers jours est : d'accord, mais qu'est-ce que ça signifie d'un point de vue financier ? Combien de millions ou de milliards de dollars valent ces risques ? Et qu'est-ce que ça signifie sur la la valorisation en bourse de Saudi Aramco ?

Franchement, je n'en sais rien : une telle évaluation est pratiquement impossible sans la collaboration de l'entreprise elle-même. Et même si Saudi Aramco reconnaît dans les documents accompagnant son entrée en bourse (p. 21) que le changement climatique peut avoir un impact négatif sur son activité, la compagnie ne communique aucun détail.
Peut-on sérieusement espérer se vendre pour près de 2000 milliards de dollars avec un angle mort aussi gros ?

Et peut-on réellement envisager d'investir dans une entreprise qui ne démontre pas qu'elle connaît et gère ces risques ?
Il me semble qu'il y a là un vrai problème pour les gestionnaires de fonds. Au-delà des pertes que pourraient entraîner ces investissements (et on a vu, par exemple avec PG&E, que les choses peuvent aller très vite), leur responsabilité peut être engagée. En droit anglosaxon notamment, les fonds doivent gérer les sommes qui leurs sont confiées en "personne prudente", c'est un composant de ce qu'on appelle leur responsabilité fiduciaire.
Il me parait difficile d'imaginer, en 2019, que quelqu'un d'un tant soit peu prudent et informé accepte de mettre son argent dans une entreprise déjà exposée à un climat extrême si elle ne démontre pas qu'elle est activement engagée dans l'adaptation de son activité à l'évolution du climat.


Publié le 22 novembre 2019 par Thibault Laconde



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[Série d'été] Réseaux électriques et changement climatique : une menace inévitable

Lorsque l'on pense au système électrique, on pense trop souvent seulement à la production. Mais produire de l'électricité serait bien inutile sans le vaste réseau qui permet ensuite de l'acheminer jusqu'au consommateur. Lignes HTB (haute tension), HTA (moyenne tension) et basse tension, postes sources, postes de distribution, etc. maillent le territoire pour amener le courant jusqu'à vous et jusqu'aux services (télécommunication, eau, commerces...) dont vous dépendez. Cette immense infrastructure est sans aucun doute l'une des plus vitale pour les sociétés modernes.

Cette série d'articles ne serait donc pas complète si ne nous penchions pas sur les effets du changement climatique pour les réseaux de transport et de distribution d'électricité.

Cet article fait partie d'une série estivale consacrée aux risques climatiques et à l'adaptation dans le secteur électrique.
Retrouvez tous les articles de cette série ici :

La chaleur rend les "autoroutes de l'électricité" moins efficaces


L'augmentation de la température réduit la capacité des lignes électriquesComme cela a déjà été le cas lorsque nous avons parlé du nucléaire, de l'éolien ou du solaire, le premier problème pour le réseau électrique est lié aux règles physiques élémentaires qui régissent son fonctionnement.
Pour acheminer de grandes quantité d'électricité, le réseau de transport, opéré en France par RTE, utilise des câbles en cuivre ou en aluminium qui ont la propriété de laisser passer assez facilement les électrons. Protégés par des isolants, ces câbles conducteurs formes les lignes à haute tension qui maillent le territoire : on parle parfois "d'autoroute de l'électricité".
Mais comme toutes les autoroutes, il peut arriver que celles-ci bouchonnent. Le passage de l'électricité fait chauffer les lignes électriques et pour éviter d'atteindre des températures trop élevées qui endommageraient les conducteurs et les isolants, le courant admissible sur une ligne, son débit si vous voulez, est limité.

Une température ambiante plus élevée limite la capacité des lignes aériennes à se refroidir par convection et rayonnement. En cas de chaleur durable, le sol va aussi se réchauffer ce qui va favoriser l'échauffement des lignes souterraines. Le relation entre la température ambiante et le courant admissible sur une ligne est un peu compliquée - les plus motivés peuvent la trouver ici (p. 124) - mais retenez que par temps chaud, la température d'une ligne électrique augmente plus vite ce qui oblige à réduire le courant maximum qu'elle peut transporter.

La température a d'ailleurs un effet comparable sur les installations de transformation : la capacité maximale des postes sources et des transformateurs est réduite de l'ordre de 0.7% par degré supplémentaire.


Des réseaux sous-dimensionnés pour faire face à la hausse de la température


Cette réduction de capacité n'est pas négligeable : en Californie, par exemple, l'augmentation de température maximale attendue à la fin du siècle (+5°C) nécessiterait de surdimensionner les lignes électriques de 7 à 8% par rapport à leur niveau actuel et les installations de transformations de 1 à 3.6%.

Autrement dit, si le réseau est exposé à des températures maximales supérieures à celles pour lesquelles il a été conçu, il risque de ne pas être en mesure d'acheminer toute l'électricité nécessaire des producteurs vers les consommateurs. Si c'est le cas, des délestages peuvent devenir inévitables même si les capacités de production disponibles permettent en théorie de répondre à la demande.

Ce risque peut augmenter en se combinant à d'autres effets des vagues de chaleurs sur le système électrique. D'une part, la chaleur fait augmenter la consommation d'électricité et donc le courant que le réseau doit transporter. En France cette augmentation est aujourd'hui de l'ordre de 500MW par degré ce qui reste modéré compte-tenu de la consommation réduite de la période estivale. Mais cette thermosensibilité de la consommation augmenterait si les clients s'équipaient en climatiseur - un autre effet possible du réchauffement.
D'autre part, les vagues de chaleur sont associé à une baisse de la disponibilité du parc nucléaire, qui fournit l'essentiel de l'électricité française, en particulier dans le quart sud-est. Pour compenser ces indisponibilités, il peut être nécessaire d'acheminer de l'électricité depuis les autres régions ce qui contribue à mettre le réseau sous pression.

La combinaison de ces trois phénomènes - baisse des capacité de transport, indisponibilité de la production, hausse de la consommation - a déjà amené le réseau électrique français très proche de son point de rupture pendant la canicule de 2003.
Est-ce que cette situation peut se reproduire compte-tenu de l'augmentation des températures mais aussi des progrès qui ont été réalisés ? Et à quel horizon ? A ma connaissance il n'existe pas de réponse à l'heure actuelle.


Un risque d'incident accru avec les températures extrêmes


Au-delà du courant admissible, le dimensionnement des infrastructures électriques fait appel à de très nombreuses hypothèses de température. Ces hypothèses ont souvent été adoptées il y a quelques décennies à une époque où elles semblaient représenter une marge de sécurité suffisante. Mais avec le réchauffement du climat cette marge s'est réduite et va continuer à fondre tout au long du XXIe siècle.

Un exemple : pour éviter des courts-circuits, il faut une hauteur minimale de sécurité entre une ligne électrique et les obstacles qui se trouvent en dessous. Mais à quelle température doit-on calculer cette hauteur de sécurité ?  En effet, les conducteurs s'allongent et se rapprochent du sol avec la chaleur... Pour le réseau moyenne tension, la hauteur de sécurité doit être garantie jusqu'à une température extérieure de 40°C. C'est un seuil qui a été dépassé en de nombreux endroits pendant les vagues de chaleur de juin et juillet 2019.

Les postes sources et les transformateurs HT/BT sont vulnérables à la chaleur et aux évènements climatiques extrêmes
Poste source
On voit déjà une augmentation du nombre d'incidents sur le réseau électrique pendant les périodes chaudes : en 2003, RTE a constaté un doublement du nombre de court-circuits causés par un contact entre ses lignes et la végétation, la canicule de 2003 a aussi posé des problèmes aux réseaux de distribution enterrés d'Enedis, entraînant des coupures pour près de 240.000 clients en Ile de France. Autre exemple : aux États-Unis, la vague de chaleur de 2006 a entraîné des défaillances de transformateurs et des coupures, y compris un black-out de 8 jours dans le quartiers du Queens à New York (p. 59).


Phénomènes météorologiques extrêmes : des risques inévitables


En France, il y a une peu plus de 100.000 kilomètres de lignes haute-tension supportées par 260 000 pylônes, 4000 postes sources,  plus d'un million de kilomètres de  lignes moyenne et basse tensions et des postes de transformation HT/BT dans tous les quartiers : presque 800.000 !
En fait où que vous soyez, même au plus profond de la diagonale du vide ou sur un sommet des Alpes, vous avez certainement des infrastructure de transport ou de distribution d'électricité pas très loin de vous.
Avec une telle empreinte territoriale, il est évident que le réseau électrique est exposé à tous les risques climatiques qui peuvent se présenter. D'autant que ces infrastructures sont majoritairement à l'air libre : la moitié seulement du réseau de distribution et une toute petite fraction du réseau de transport sont enterrés.

Ces caractéristiques rendent les réseaux électriques particulièrement exposés aux aléas de la météorologiques : vent, givre, éclairs, températures extrêmes... Comme à leurs effets indirects : avalanches, glissements de terrain, inondations, chute d'arbres...
Et le coût de ces événements va bien au-delà du coût de la remise en état du réseau : aux États-Unis, par exemple, les dommages assurés liés à des coupures d'électricité causées par des inondations, des ouragans ou des températures extrêmes ont été évalués entre 20 et 55 milliards de dollars pour l'année 2015.

Ces phénomènes ne sont pas nouveaux et chaque opérateur a appris à gérer ceux qui sont propres au climat dans lequel il opère. Mais avec le changement climatique, leur répartition et leur intensité va évoluer présentant des risques bien différents de ceux anticipés lors de la construction des réseaux et maîtrisés par leurs gestionnaires actuels.
Parmi les menaces qui vont certainement augmenter, on peut citer au moins les épisodes de vents violents et les incendies. A ce sujet, on se souvient du Camp Fire de 2018 allumé par un incident sur une ligne électrique de PG&E et qui s'est soldé par 88 victimes, 62.000 hectares brûlés et la faillite de l'entreprise.

Il sera très difficile d'éviter ces menaces mais il est possible de réduire la vulnérabilité des infrastructures : lors de l'ouragan Sandy, par exemple, le microréseau de l'Université de New York a pu être déconnecté du reste du système ce qui a permis de maintenir l'essentiel de son alimentation électrique pendant que Manhattan était plongé dans le noir. Un réseau électrique moderne, moins centralisé, peut devenir une assurance contre les catastrophes climatiques.


Publié le 29 août 2019 par Thibault Laconde






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[Série d'été] Que signifie le changement climatique pour le solaire, la biomasse et les énergies marines ?

Dans cette série estivale consacrée à l'impact du changement climatique sur le secteur électrique, nous avons déjà parlé des trois principales source d'électricité bas-carbone : l'hydroélectricité, le nucléaire et l'éolien. Il faudra sans doute dire un mot des énergies fossiles, gaz et charbon notamment, même si on leur souhaite une disparition rapide qui les mettraient à l'abri des effets du dérèglement climatique. En attendant, je vous propose de passer rapidement en revue les autres sources d'électricité renouvelable.

Cet article fait partie d'une série estivale consacrée aux risques climatiques et à l'adaptation dans le secteur électrique.
Retrouvez tous les articles de cette série ici :

Solaire : une modification de la production parfois significative


L'énergie solaire représente moins de 2% du mix électrique mondial avec une production de l'ordre de 450TWh, mais comme l'éolien elle appartient à l'imagerie de la transition énergétique.
L'énergie solaire a l'avantage d'exploiter le rayonnement solaire, une ressource qui contrairement au vent ou aux précipitation n'est pas directement concernée par le changement climatique en cours. Cependant l'évolution du climat peut affecter la production solaire d'au moins deux façons : en modifiant indirectement le rayonnement solaire exploitable et en dégradant le rendement des installations.

Même si le rayonnement solaire incident n'est en rien modifié par le changement climatique, la partie qui est exploitable à la surface, après traversée de l'atmosphère, peut être affectée notamment par des modification de son contenu en vapeur d'eau et sa nébulosité, en bref : par les nuages.
La hausse de la température a aussi un effet négatif : contrairement à ce que l'on pourrait penser, la production d'un panneau solaire photovoltaïque décroît avec la température de sa surface. Les pertes sont de 3 à 4% par tranche de 10°C. Pour les centrales solaires thermiques, la production d'électricité repose sur le même principe que dans une centrale nucléaire ou à charbon et elle est soumise aux mêmes contraintes : besoin d'une source de refroidissement et perte de rendement avec la température.
Les projections climatiques permettent de se faire une idée de l'évolution de la production solaire avec le climat (même si les résultats des différents modèles divergent assez souvent pour la nébulosité). La production photovoltaïque semble devoir être peu affectée. En Europe, elle pourrait baisser assez sensiblement dans les pays nordiques mais augmenter légèrement dans le sud. Les changements pourraient être plus marqués pour les centrales solaires thermiques avec un gain de plus de 10% en Europe mais des pertes aux Etats-Unis ou dans le Golfe.

Le rendement des installations photovoltaïques baisse quand la température augmente
Centrale solaire de Saint Thomas (Îles Vierges Américaines) après le passage des ouragans Irma et Maria en 2017

La production solaire pourrait aussi être perturbée par des événements climatiques extrêmes plus fréquents ou plus violents. Les vents violents peuvent arracher un panneau solaire et envoyer les débris perforer ses voisins, les inondations sont aussi un risques pour la partie électrique des installations. En 2017, l'ouragan Irma, certes le plus puissant jamais enregistré dans les Caraïbes, avait ainsi laissé dans son sillage des centrales solaires réduites à néant... mais aussi d'autres intactes.
Le risque est réel mais les installations bien conçues résistent beaucoup mieux et peuvent au contraire améliorer la résilience face à ce type d'évènements. En 2018, par exemple, lorsque l'ouragan Florence a frappé la Caroline du Nord, le deuxième état américain pour la production solaire après la Californie, les installations solaires s'en sont tirées sans réels dommages.


Biomasse : une ressource moins disponible ?


Dans ce contexte, la biomasse consiste à brûler un combustible d'origine végétale pour produire de l'électricité. Le plus souvent il s'agit de bois ou de résidus agricoles qui peuvent être brûlés directement - le fonctionnement est alors très proche de celui d'une centrale à charbon classique - ou après avoir été transformé en biogaz - on se retrouve dans ce cas avec une turbine à gaz tout-à-fait classique. La biomasse électrique va donc être confrontée aux même problèmes que les filière thermiques fossiles : perte de rendement avec la chaleur et besoin d'une source froide.

Une autre difficulté supplémentaire peut venir de la disponibilité du combustible puisque le changement climatique a des conséquences sur la croissance et la santé des végétaux : aux Etats-Unis, par exemple, la disponibilité de résidus agricoles utilisés pour la production d'énergie devrait diminuer du fait des vagues de chaleur et de la modification du régime des précipitations.
Indirectement, les effets du changement climatique pourrait aussi rendre plus coûteuse et moins facilement acceptable l'utilisation de ressources agricoles ou forestières pour la production d'énergie. Cela pourrait être le cas notamment pour le bois, dans un contexte où les forets souffrent déjà. L'impact évidemment pourrait être très différents selon la nature du combustible utilisé, la localisation du projet et sa filière d'approvisionnement et le sujet me semble avoir été assez peu étudié.


Energies marines : terra incognita


Pour être tout à fait exhaustif, il reste une dernière source d'électricité bas carbone dont nous n'avons pas encore parlé. Ce sont les énergies de la mer : vagues, marées, courants marins, différences de température ou de salinité entre la surface et les profondeurs, notamment, peuvent être exploités pour produire de l'électricité. Ces technologies en sont à leurs premiers pas mais leurs potentiel justifie quand même une mention.

Les ressources solaires, éoliennes, biomasse ou même marémotrices peuvent changer avec l'évolution du climat
Prototype de Pelamis, un projet de production d'électricité à partir des vagues (source)
L'impact du changement climatique sur l'énergie houlomotrice a été un peu étudiée. Cette technique, mise en oeuvre dans des projets comme Pelamis ou Azura, exploite les vagues pour produire de l'électricité, le potentiel de ces projet est donc très sensible au régime des vents. Une étude a par exemple calculé qu'une diminution de la vitesse moyenne du vent de 20% ferait s'effondrer la puissance des vagues de 2/3 dans l'Ouest de l'Ecosse, à l'inverse si le vent augmentait de 20% la puissance récupérable s'envolerait de 130%. Une autre évaluation a eu lieu sur le site de test de Cornwall dans l'ouest de l'Angleterre et conclut au contraire à un impact limité du changement climatique sur le potentiel houlomoteur.

Mais ces quelques étude fait figure d'exception :  compte-tenu de la diversité des techniques et de leur niveau de développement,  l'impact du changement climatique sur les énergies marines reste largement terra incognita.


Publié le 21 août 2019 par Thibault Laconde






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[Série d'été] Eolien et changement climatique : autant en emporte le vent ?

En préparant cet article, j'ai fait une petite expérience : j'ai tapé "transition énergétique" sur un moteur de recherche et j'ai compté parmi les images obtenues celles qui représentaient des éoliennes. Résultat : 20 parmi les 30 premiers résultats.
Ce résultat n'a rien d'étonnant, les éoliennes sont devenues un des symboles de la lutte contre le changement climatique, peut-être même le symbole le plus omniprésent dans l'imagerie collective. Et ce n'est pas sans raison : l'énergie du vent est aujourd'hui la troisième source d'électricité décarbonnée de la planète avec un peu plus de 1130 TWh produits. La production éolienne a quadruplé en 10 ans, un rythme qui pourrait lui permettre de dépasser celle du nucléaire et de venir menacer la première place de l'hydroélectricité au cours de la prochaine décennie.

Mais si les éoliennes sont les championnes de la réduction des émissions, sont-elles armées pour faire face elle-même aux effets du changement climatique ? C'est ce que nous allons voir.

Eolienne détruite lors d'une tempète
Incendie d'une éolienne dans le parc d'Ardrossan (Ecosse) pendant la tempête Friedhelm (source)

Cet article fait partie d'une série estivale consacrée aux risques climatiques et à l'adaptation dans le secteur électrique.
Retrouvez tous les articles de cette série ici :


Comment la production éolienne varie avec le vent


Comme l'hydroélectricité, dont nous avons déjà parlé, l'énergie éolienne exploite une ressource directement liée au fonctionnement du système climatique. Le dérèglement du climat, s'il fait varier la ressource en vent, va donc avoir un effet immédiat sur la production. Mais contrairement à celle entre les précipitations et l'hydroélectricité, la relation entre la vitesse du vent et la production éolienne est loin d'être linéaire.
Schématiquement, la production d'une éolienne évolue de la façon suivante :
  • Si le vent est inférieur à la vitesse de démarrage (environ 10 km/h), la production est nulle
  • Entre la vitesse de démarrage et la vitesse nominale (environ 50 km/h), la production augmente rapidement avec la vitesse du vent,
  • Au-delà de la vitesse nominale, la production reste approximativement constante...
  • ... jusqu'à la vitesse de coupure (autour de 90 km/h) où l'éolienne se met en sécurité et la production cesse.
Courbe de production d'une éolienne (en watt) en fonction de la vitesse du vent (en m/s)
Evolution de la production en fonction du vent pour différeentes éoliennes de la gamme Vestas (source)
La zone qui nous intéresse surtout est celle qui se situe entre la vitesse de démarrage et la vitesse nominale, c'est celle dans laquelle les éoliennes fonctionnent la plupart du temps. Dans cette zone, la production d'énergie est à peu près proportionnelle au cube de la vitesse moyenne du vent. Cela signifie qu'une modification même mineure du régime des vents va avoir un impact disproportionné sur la production : si la vitesse moyenne du vent baisse de 1%, la production d'électricité baissera de 3% environ, si le vent baisse de 5%, la production chutera de 14% et une baisse de la vitesse du vent de 20% diviserait par deux la production électrique.

En sens inverse, bien sur, si le vent augmente les gains de production seront aussi amplifiés, mais pas indéfiniment : il n'y a plus rien à gagner une fois la vitesse nominale atteinte et si le vent continue à augmenter la production d'électricité peut au contraire être arrêtée.


La question de la variabilité


Une autre particularité de l'éolien par rapport à l'hydroélectricité est de ne disposer d'aucun moyen de lissage ou de stockage de la ressource exploitée. Ce n'est donc pas seulement la vitesse moyenne du vent qui détermine la production mais aussi sa répartition.
Si, par exemple, la vitesse instantanée est plus souvent inférieure à la vitesse de démarrage ou supérieure à la vitesse de coupure, la production électrique baissera même si la vitesse moyenne est inchangée.

Enfin, il faut prêter attention à la variabilité inter- et intra-annuelle de la ressource qui même sans affecter la production électrique peuvent en diminuer la valeur.
Ce serait le cas par exemple si la saisonnalité du vent changeait et que les périodes ventées se déplaçaient vers des mois où les besoins en électricité sont moindre. Pour un mix électrique intégrant une large part d'éolien, ce type de déplacement pourrait augmenter le besoin de back-up avec des conséquences sur les coûts et éventuellement sur les émissions de gaz à effet de serre.

Résumons, la production d'une éolienne décroît très rapidement avec la vitesse du vent. Par contre une augmentation de cette vitesse n'entraîne pas forcément de gain de production, surtout si l'éolienne bénéficie déjà d'une bonne ressource qui la fait fonctionner en moyenne proche de sa puissance nominale. Et même sans variation de la vitesse moyenne, une modification du régime des vent peut dégrader la production et faire baisser sa valeur. La physique et l'économie de l'énergie éolienne concourent donc à en faire une des sources d'électricité les plus exposées à une modification du climat


Une évolution incertaine, probablement négative, en tous cas significative


L'éolien bénéficie cependant d'un avantage un peu paradoxal : son cycle de vie relativement court. Une centrale nucléaire ou un barrage hydroélectrique qui entrent en service aujourd'hui seront certainement encore là à la fin du siècle et doivent donc pouvoir fonctionner dans un climat qui aura déjà beaucoup dérivé, un parc éolien lui arrivera en fin de vie vers 2050 donc dans un climat moins perturbé par rapport à celui dans lequel il a été conçu. Mais est-ce suffisant ?
En d'autres termes : le changement climatique peut-il faire évoluer significativement le régime des vents pendant la durée de vie des projets éoliens existants ?

C'est une question compliquée : les modèles climatiques donnent des projections pour la vitesse du vent mais elles ne sont pas toujours convergentes d'un modèle à l'autre.
De plus ces projections portent généralement sur le vent à 10 mètres alors que les éoliennes se trouvent beaucoup plus haut. Il existe des modèles pour extrapoler la vitesse du vent à différentes hauteur mais leur exactitude dépend fortement de la nature du terrain, ce qui rajoute une incertitude.

Pourtant un nombre assez important de publications se sont essayées à prévoir l'évolution de la production éolienne en Europe avec le changement climatique, par exemple celle-ci, celle-ci et celle-ci. Elles pointent globalement vers une dégradation modérée de la ressource en vent.
L'évolution vers un régime de vent moins favorable à la production éolienne fait à peu près consensus pour le sud de l'Europe dont une bonne partie de la France. Comme on pouvait s'y attendre, elle serait plus forte avec un scénario d'émissions pessimiste et s'aggraverait au fil du XXIe siècle.
En dehors d'Europe, le potentiel éolien chinois a déjà souffert avec une baisse de l'ordre de 15% depuis 1979 dans le nord du pays corrélée avec des hiver plus doux, aux Etats-Unis l'évolution serait globalement négative avec des chute de production pouvant aller jusqu'à 40% en été, le potentiel éolien brésilien au contraire semble peu exposé...

Concernant la variabilité de la production, ces études s'entendent généralement sur une augmentation de la saisonnalité. En Europe, la tendance va, à grands traits, vers diminution de la production estivale dans le Nord tandis qu'elle augmenterait localement au sud. En hiver, ce serait l'inverse : augmentation au nord, diminution au sud.
Difficile cependant d'en tirer des conséquences : d'une part ces projections sont très incertaines et d'autre part il faudrait leur adjoindre une modélisation du système électrique pour vraiment évaluer leurs implications sur le prix et les émissions du secteur.

Une évaluation site par site serait aussi indispensable pour se faire une idée plus précise. En effet, la production est influencée par des facteurs très locaux (végétations, reliefs...) et des études portant sur des parc éoliens relativement proches donnent parfois des évolutions très divergentes : par exemple deux parcs écossais situés à 200 km l'un de l'autre devraient voir leurs productions, dans un cas, décroître de près de 30% d'ici à 2040, dans l'autre, augmenter d'autant. Compte-tenu des incertitudes sur les projections, une méthodologie de type stress test climatique semble aussi plus adaptée qu'une tentative d'évaluation de la production à long-terme.

Une chose est en tous cas claire : l'évolution de la production éolienne à l'échelle des prochaines décennies peut être significative, assez pour remettre en cause la viabilité de certains projets puisque leur marge est typiquement de 10 à 15%.


Les autres facteurs de risque pour l'éolien


En décembre 2011, pendant la tempête Friedhelm, une éolienne du parc d'Ardrossan en Ecosse a littéralement explosé en vol. L'image a fait le tour du monde et, inévitablement, la question s'est posée : les éoliennes peuvent-elles vraiment faire face aux ouragans et aux tempêtes actuels ? Et pourraient-elles survivre si ces phénomènes étaient rendus plus violents ou plus fréquent par le changement climatique ?

Les turbines sont conçues pour pouvoir résister à des évènements climatiques extrêmes. Le principal mécanisme de sauvegarde consiste à orienter l'éolienne dans l'axe du vent en ajustant l'angle des pâles de façon à réduire leur prise.

Système de mise en drapeau des pâles d'éoliennes destiné à assurer la sécurité en cas de vent violent
Principe de l'effacement des pâles en cas de vent violent
Dans le cas du parc d'Ardrossance ce système était defectueux et l'orientation n'a pas pu se faire correctement. Un freinage d'urgence déclenchée après la perte de la ligne électrique à laquelle était reliée l'éolienne a aussi pu contribuer à l'échauffement et au départ de feu.
L'accident semble relativement isolé : en 2017, par exemple, les parcs éoliens du Texas ont resisté sans difficulté à l'ouragan Harvey.

La question est plus compliquée pour les éoliennes installées en mer dans des zones à risque cyclonique : elles sont soumises à des vents beaucoup plus violent et à des changement de direction rapide.
En 2013, par exemple, le typhon Usagi avait ravagé un parc éolien off-shore situé près de Hong Kong : sur 25 éoliennes, 8 s'étaient effondrées et 11 avaient eu des pâles arrachées. Il s'agissait de turbines anciennes (des Vestas V47 mises sur le marché en 1997) mais des modélisations récentes indiquent que les normes actuelles sont insuffisantes pour résister à un ouragan de catégorie 5.

Enfin, si le vent est évidemment le premier facteur déterminant la production et l'état d'une éolienne, ce n'est pas le seul : c'est aussi le cas de la température et de l'humidité, qui modifient la densité de l'air et influence la formation de glace sur les pâles des éoliennes. L'impact de ces phénomènes sur la production éolienne dans le cadre du changement climatique a été peu étudié jusqu'à présent.





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Canicule : à la recherche des îlots de chaleur dans Paris

Je vais profiter de la journée la plus chaude de cette semaine caniculaire pour une petite aventude urbaine : rechercher, caméra thermique à la main, les îlots de chaleur et de fraicheur dans Paris et en proche banlieue.

Vous suivre cette expérience et me suggérer des lieux à visiter via Twitter avec le hashtag #ExpeditionCanicule. Les résultats seront aussi visibles sur cette carte interactive (cliquez ici si elle ne s'affiche pas) :

[Série d'été] Canicule, sécheresse, inondations... Le nucléaire face aux aléas climatiques

Au moment où j'écris cet article, EDF envisage l'arrêt de trois réacteurs nucléaires dans la vallée du Rhône en raison du débit insuffisant du fleuve, deux réacteurs de la centrale de Golfech pourraient aussi être mis à l'arrêt parce que la température de la Garonne est trop élevée.
Et voilà comment le sujet de ce deuxième article de ma série estivale sur les impacts du changement climatique dans le secteur électrique s'impose de lui-même...

Cet article fait partie d'une série estivale consacrée aux risques climatiques et à l'adaptation dans le secteur électrique.
Retrouvez tous les articles de cette série ici :


Hausse des températures = baisse du rendement


Le rendement et la disponibilité des centrales nucléaires baisse avec l'augmentation des températures
Depuis quelques années, il est devenu assez fréquent que le fonctionnement de centrales nucléaires soit perturbé par une vague de chaleur. En France en 2018, quatre réacteurs refroidis par le Rhône ont du être mis à l'arrêt pour cette raison, Golfech sur la Garonne n'y a échappé que grâce à une dérogation demandée par RTE au nom de la sécurité de l'approvisionnement en électricité. D'où viennent ces problèmes ?

Le principe de fonctionnement d'une centrale nucléaire est le suivant : une turbine à vapeur entraine un alternateur qui produit de électricité. D'un point de vue thermodynamique, la turbine produit du mouvement à partir de deux températures : une source chaude (le circuit primaire de la centrale, lui-même chauffé par la réaction nucléaire) et une source froide (un fleuve, un océan ou même l'atmosphère).
Sans rentrer dans les détails, la turbine est à peu de chose près une machine de Carnot. Et que nous dit Sadi ? Si on appelle Tc la température de la source chaude en Kelvin (c'est à dire sa température en degrés celsius à laquelle on a ajouté 273.15) et Tf la température de la source froide, le rendement de cette machine est égal à 1 - Tc/Tf.
Pour une centrale nucléaire dont la source chaude est à 300°C environ et la source froide, disons, à 10°C (donc respectivement 573 et 283 degrés Kelvin), le rendement devrait donc être de 50%. En fait il s'agit d'un rendement maximal, très théorique : le rendement d'une turbine réelle est généralement inférieur de l'ordre de 10 points.

On voit un premier effet du réchauffement climatique : si la température de la source froide augmente, le rendement de la centrale va diminuer. Pour la même quantité de combustible nucléaire, on produira donc moins d'électricité. Une augmentation de 1°C, par exemple, entraîne une perte de rendement de l'ordre de 0.1 à 0.2 points.
Cet effet a par exemple été évalué lorsque la Turquie a choisi l'emplacement de sa première centrale nucléaire : en raison de la différence de température entre les deux mers, la production d'électricité d'un réacteur situé sur la cote méditerranéenne sera inférieure d'environ 3% à celle du même réacteur construit sur la Mer Noire.


Les indisponibilités liées à la chaleur : une contrainte d'abord réglementaire


Ce n'est pas négligeable, mais ce n'est certainement une perte de rendement qui oblige EDF à arrêter complètement des réacteurs pendant les vagues de chaleur... En fait la cause de ces arrêts est plus écologique et réglementaire que technique : pour protéger la faune et la flore en aval, les centrales nucléaires ne peuvent pas réchauffer les fleuves autant qu'elles veulent.

En règle générale, les centrales situées sur des cours d'eau ne sont pas autorisées à réchauffer l'eau de plus de 1.5°C et/ou à élever la température de l'eau en aval au-delà de 28°C. Mais ces limites varient pour chaque centrales. Si le sujet vous intéresse, je les ai compilé ici.
En période de forte chaleur, il devient naturellement plus difficile de respecter ces limites. Il peut même arriver que la température en amont soit déjà supérieure à celle qui est autorisée en aval, dans ce cas l'exploitant n'a pas d'autre choix que d'arrêter des réacteurs sauf si le gestionnaire du réseau estime que cela mettrait en danger la sécurité d'approvisionnement et demande une dérogation.

Ce problème est moins sensible lorsqu'il y des tours aéroréfrigérantes. Ces grandes tours hyperboloïdes que nous associons instinctivement aux centrales nucléaires permettent de refroidir une turbine en faisant beaucoup moins appel à de l'eau venant de l'extérieur. Mais tous les réacteurs n'en possèdent pas. En France, Fessenheim, Tricastin, Saint-Alban, Blayais et les réacteurs 2 et 3 de Bugey n'en sont pas dotées et se reposent donc entièrement sur leurs cours d'eau respectifs pour se refroidir. C'est aussi le cas des centrales situées en bord de mer (Flamanville, Paluel, Penly et Graveline) mais évidemment les limites de température qui leur sont imposées sont moins contraignantes.

Les réacteurs atomiques dotés d'aéroréfrigérants sont moins sensibles aux vagues de chaleurs mais consomment plus d'eau
La centrale nucléaire de Cattenom avec ses tours aéroréfrigérantes


Le nucléaire est plus sensible au réchauffement qu'à la chaleur


Il est intéressant de noter que ce n'est pas la chaleur en tant que telle qui pose problème aux centrales nucléaires. Après tout, la centrale en construction de Barakah aux Emirats Arabes Unis va rencontrer régulièrement des températures inconnues sous nos latitudes et utiliser pour se refroidir l'eau du Golfe Persique qui atteint 35°C en été, bien plus que nos fleuves.
Mais c'est possible uniquement parce qu'elle a été conçue pour cela : cette centrale est basée sur celle de Shin-Kori en Corée du Sud qui utilise l'eau déjà chaude de la mer du Japon. Pour être reproduit dans le Golfe, ce projet a été lourdement adapté : condenseurs renforcés, système de mélange de l'eau de refroidissement avec de l'eau de mer avant son rejet afin de limiter l'échauffement à 5°C, brise-lame de 15km pour éviter que l'entrée d'eau soit réchauffée par l'eau rejetée...

En sens inverse, des réacteurs nucléaires soumis à des températures beaucoup plus limitées peuvent être mis en difficulté s'ils n'ont pas été conçues pour : l'année dernière, même des centrales nucléaires suédoises et finlandaises ont rencontré des problèmes...

En bref ce qui pose problème, ce ne sont pas les températures élevées, ce sont des températures plus élevées que celles pour lesquelles l'installation a été conçue. Ce n'est pas la chaleur, c'est le réchauffement.


La sécheresse, problème plus aigu que la température ?


Les sécheresses font baisser le débit des fleuve et s'attaquent au même point faible des installations nucléaires que les fortes chaleurs : le refroidissement.
Sauf que cette fois le problème n'est plus réglementaire mais physique : s'il n'y a plus assez d'eau pour assurer le refroidissement de la turbine celle-ci ne peut tout simplement plus fonctionner, pas d'aménagement possible... Dans un cas extrême, si l'eau venait à manquer pour assurer le refroidissement du réacteur, sa sécurité pourrait être mise en cause.

Les sécheresses posent au moins deux autres problèmes :
  •  la gestion de l'eau : la centrale doit s'entendre avec les utilisateurs de l'eau en amont et en aval (barrages hydroélectriques, agriculteurs, usages domestiques, autres industriels...) de façon à éviter les conflits. Ici l'adaptation au changement climatique du nucléaire peut rencontrer celle de l'hydroélectricité, avec le risque qu'elles soient au moins en partie mutuellement exclusives.
  • l'évacuation des effluents chimiques ou radiologiques : la réglementation impose des concentrations maximale en aval pour les produits dangereux (tritium, iode, détergents...) rejetés par les centrales nucléaires, ces limites sont d'autant plus difficiles à respecter que le débit est faible. Certaines opérations ne sont même autorisées que si le débit du fleuve est supérieur à un certain seuil.
Il est intéressant de noter que les aéroréfrigerants qui permettent de limiter le risque d'indisponibilité liés à la température peuvent devenir problématique en cas de sécheresse, puisque l'eau utilisée pour le refroidissement est évaporée et n'est pas retournée au fleuve. L'adaptation des futures centrales nucléaires fluaviales passent sans doute par un arbitrage sur le risque le plus pressant, température ou sécheresse, pour déterminer s'il faut ou non construire des tours de refroidissement.

Contrairement aux canicules qui ne touchent les installations nucléaires qu'à la marge ou via des contraintes réglementaires toujours aménageables, les sécheresses peuvent remettre directement en cause le fonctionnement des réacteurs. Les deux risques peuvent être associés, auquel cas ils se renforcent mutuellement, mais il existe aussi des sécheresses d'hiver - c'est-à-dire pendant la période où la France consomme le plus d'électricité.
La sécheresse apparaît donc comme un risque plus critique pour l'industrie nucléaire, surtout dans notre pays. Mais il est aussi plus difficile à cerner et beaucoup moins bien documenté. Le 5e rapport du GIEC se contente, par exemple, de le mentionner parmi les "vulnérabilités clés" pour le continent européen mais sans apporter plus de détails.

La centrale nucléaire dans son environnement


Outre les sécheresses et les canicules, d'autres événements climatiques extrêmes peuvent perturber le fonctionnement d'une centrale nucléaire : inondation, tempête, etc. Les îlots nucléaires des centrales font cependant partie des installations les mieux protégées contre les agressions externes et, même s'ils ne sont pas invulnérables, les risques viennent plutôt de leur environnement. Au sein de la centrale, par exemple des équipements moins bien protégés ou les prises d'eau qui peuvent être bouchées par des débris en cas de crues, mais aussi de l'extérieur : réseau électrique, routes, télécommunications, etc.
L'inondation de la centrale de Blayais, dont j'ai parlé dans un article précédent, donne une bonne illustration de ces différentes vulnérabilités.

Un dernier aspect important à prendre en compte lorsque qu'on évalue les vulnérabilité liées à la production d'électricité nucléaire dans le cadre du changement climatique est le risque de défaillance coordonnées.
En France par exemple les centrales nucléaires situées dans un grand sud-est qui irait de Dijon au nord jusqu'à la Méditerranée et de Toulouse à l'ouest jusqu'aux Alpes dépendent toutes d'un seul et unique cours d'eau : le Rhône. Elles sont donc soumises simultanément peu ou prou aux mêmes contraintes hydrologiques et thermiques.
Que se passerait-il si un débit particulièrement bas sur le Rhône obligeait à arrêter non pas 3 réacteurs, comme cela pourrait être le cas ce week-end, mais 6 ou 8 ? Voire la totalité ? Même si des centrales situées en bord de mer ou sur d'autres cours d'eau pouvait prendre le relais, le réseau électrique serait-il en mesure d'acheminer cette électricité ? Cela ne semble pas évident et, à ma connaissance, ce risque n'a pas été évalué.

Ce n'est pas une surprise : le nucléaire est, avec les fossiles, l'énergie dont la vulnérabilité au changement climatique a été la moins bien étudiée. Et contrairement aux énergies fossiles, l'energie atomique n'est pas censée être sur le point de disparaître...
Le nucléaire est actuellement la deuxième source d'électricité décarbonée de la planète et souvent présenté comme une solution pour réduire les émissions de gaz à effet de serre et lutter contre le changement climatique. Le publications dans ce sens abondent et le peu de place qu'elles accordent à l'évaluation des risques climatiques et des mesures d'adaptation nécessaires pour assurer le bon fonctionnement des centrales nucléaires existantes et futures est préoccupant.



Publié le 19 juillet 2019 par Thibault Laconde

Illustrations : Rolsav [CC BY-SA 3.0], Stefan Kühn [CC BY-SA 3.0], via Wikimedia Commons



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Réacteurs nucléaires et canicules, épisode 2

Il est bon quelque soit le domaine dans lequel on travaille de savoir admettre une erreur et surtout d'essayer de la comprendre. C'est même indispensable dans les métiers de l'analyse et de la prospective : comment pourrait-on être crédible si on refuse d'être tenu responsable de ses propos ?

Dont acte : dans mon article du 24 juin, je prévoyais l'arrêt de un à quatre réacteurs nucléaires sous l'effet de la canicule. Aucun arrêt n'a eu lieu. Je me suis trompé. Dans cet article, nous allons essayer de comprendre pourquoi et de faire mieux pour la prochaine fois.

Des réacteurs nucléaires vont-ils être arrêtés à cause de la canicule ?

Vous l'avez certainement remarqué, nous entrons dans une semaine torride : les météorologues nous annoncent des températures au-delà de 40°C avec un point culminant jeudi...
Nous allons souffrir de la canicule : à Paris, les nuits de mardi à dimanche ne devraient pas descendre sous les 20°C, seuil au-dessus duquel les effets physiologiques et psychologiques de la chaleur se multiplient. La chaleur a aussi des impacts négatifs sur les machines - de la dégradation des rendements jusqu'à un risque accru d'incident sur les réseaux ferroviaires. Parmi ceux-ci, il y en a un qui m'intéresse particulièrement, c'est l'indisponibilité des réacteurs nucléaires.

Il y a quelques jours, j'ai posé la question à mes followers sur Twitter : à votre avis, est-ce que la vague de chaleur va obliger EDF à arrêter des réacteurs ? La réponse a été majoritairement "non".

Je prends le pari inverse : je pense que des réacteurs nucléaires vont être mis à l'arrêt cette semaine. Voici pourquoi.

Spoiler alert : je me suis trompé, la canicule de juin 2019 n'a pas entrainé d'arrêt de réacteur. Voir cet article publié début juillet pour quelques explications et la suite de cette réflexion.



Au fait, pourquoi les réacteurs nucléaires s'arrêtent lorsqu'il fait chaud ?


Commençons par le commencement. Depuis le début des années 2000, il est devenu assez fréquent que des réacteurs nucléaires soient mis à l'arrêt en France pendant les périodes de fortes chaleurs. En 2018, par exemple, 4 réacteurs ont été arrêtés pour cette raison pendant la première quinzaine d'août :
  • Saint Alban 1 : arrêté le 2 août, redémarré à midi, arrêté à nouveau le 3 août jusqu'au 8 août.
  • Bugey 2 : arrêté du 3 au 8 août
  • Bugey 3 : arrêté le 4 août jusqu'au 9 août
  • Fessenheim 1 : arrêté du 4 au 11 août
Mais pourquoi au juste ces réacteurs ont-ils été mis à l'arrêt ?

La chaleur peut avoir de multiples effets sur une centrale nucléaire, mais ce qui oblige aujourd'hui les réacteurs français à s'arrêter lorsqu'il fait trop chaud c'est la réglementation des rejets thermiques.
Un réacteur nucléaire utilise de l'eau pour se refroidir, lorsque celle-ci est prélevée puis rejetée dans un fleuve, cela peut élever sa température de plusieurs degrés. Pour préserver la faune et la flore, la température en aval des centrales nucléaires est réglementée. Naturellement pendant une vague de chaleur la température du fleuve en amont augmente et il devient plus difficile de respecter les seuils imposés en aval.

Quels sont ces seuils ? Ils sont déterminés au cas par cas dans l'arrêté fixant les limites de rejets dans l'environnement des effluents liquides et gazeux de chaque installation nucléaire. Je vous ai compilé ci-dessous les règles pour chacune des centrales françaises :


(Si la carte ne s'affiche pas, cliquez ici

Malgré les spécificités de chaque "installation nucléaire de base", on peut dégager des grandes lignes :
  • Pour les centrales situées sur la Loire : elles ne doivent pas réchauffer l'eau du fleuve de plus de 1°C ou, sous conditions, 1.5°C.
  • Pour les centrales situées sur d'autres fleuves, une valeur limite est en outre fixée pour la température avale. En général, il s'agit de 28°C pour la période estivale (pour Fesssenheim, Cattenom, Chooz, Saint-Alban, Cruas, Tricastin, Golfech...) mais pas toujours : Bugey est à 26°C et Blayais à 30°C. Des dérogations, souvent jusqu'à 29°C, sont possibles lors de "situations climatiques exceptionnelles" si RTE, le gestionnaire du réseau électrique, en fait la demande.
  • Pour les centrales situées sur l'océan, la réglementation est beaucoup plus tolérante et autorise un échauffement de 12 à 15°C.
Un autre facteur important est la présence ou non de tours de refroidissement. Celles-ci permettent d'évacuer tout ou partie de la chaleur avant que l'eau retourne au fleuve ou à la mer, les centrales équipées sont donc moins sensibles aux grands chauds. Sur la carte ci-dessus, les centrales qui ne sont pas équipées de tours aéroréfrigérantes sont représentées par des plots rouges, les autres par des plots bleus.

Avec ces deux informations, il n'est pas très difficile d'identifier les centrales nucléaires qui ont le plus de risque d'être mises en difficulté par la canicule de cette semaine : Saint-Alban, Bugey et Tricastin dans la vallée du Rhône, Fessenheim en Alsace et éventuellement Blayais sur l'estuaire de la Gironde.
Au moment où j'écris 11 réacteurs sur les 16 que comptent ces installations sont en fonctionnement : Blayais 3 est à l'arrêt depuis le 25 mai, Bugey 3 (un des deux réacteurs sans aéroréfrigérants de la centrale) depuis le 22 mars, Fessenheim 2 depuis le 25 mai, Tricastin 1 depuis le 1er juin et Tricastin 3 depuis le 7 juin.

 

Comparaison avec la vague de chaleur d'août 2018


Revenons au titre de cet article : peut-on prévoir si certains de ces 11 réacteurs devront être mis à l'arrêt à cause de la canicule à venir ?
Cette question revient à la suivante : peut-on à partir des données météorologiques récentes et des prévisions déterminer si les limites de température fixées par la réglementations ont des chances d'être atteints ?

Une première façon d'approcher cette question consiste à comparer les températures annoncées pour cette semaine avec celles qui ont précédé l'arrêt de ces réacteurs dans le passé.
Regardons donc ce qu'il s'est passé en 2018 :
Température à Saint-Alban, Bugey et Fessenheim lors des arrêts de réacteurs nucléaires pendant la vague de chaleur d'août 2018
Période d'indisponibilité et températures moyennes journalières au niveau de la centrale pendant l'été 2018
(Cliquez sur l'image pour aggrandir)


Une première constatation : les températures associées à l'arrêt des réacteurs en 2018 sont du même ordre ou plus basses que celles qu'on nous promet pour cette semaine. A Saint-Alban par exemple, le 4 août 2018, jour le plus chaud de l'été, la température moyenne de la journée était de 28.4°C avec une pointe à 34.8 à l'heure la plus chaude, le 28 juin 2019. Au pic de la vague de chaleur actuelle, la centrale devrait connaître une température moyenne de 29.5°C avec un maximum à 38°C.


L'exemple de Saint-Alban


Continuons à nous intéresser au cas de Saint-Alban. On peut comparer la montée en température en juillet-août 2018 et celle, en cours, de juin 2019 :

Comparaison des vagues de chaleur d'aout 2018 et de juin 2019 (en cours) pour la centrale nucléaire de Saint-Alban
Comparaison des vagues de chaleur de juillet-août 2019 et de juin 2019 à Saint-Alban
Ce graphiques représente, d'une part, les températures moyennes lors des jours précédents l'arrêt de Saint-Alban 1 en 2018 et, d'autre part, les température des derniers jours complétées des prévisions pour la semaine prochaine. Les deux séries ont été placées de façon à ce que leurs maximums (le 4 août 2018 et le 28 juin 2019) soient alignés.
On voit que, à Saint-Alban en tous cas, la vague de chaleur de 2019 devrait être plus sévère que celle de l'année précédente. Cependant les jours précédents auront été plus frais.

L'inertie thermique du Rhône va donc être déterminante : si elle est faible, c'est-à-dire si la température du fleuve augmente rapidement avec la température de l'air, la centrale de Saint-Alban devra probablement arrêter au moins un de ses réacteurs dans les prochains jours. Si au contraire le fleuve a une inertie élevée, l'arrêt interviendra plus tard, voire pas du tout.
Je n'ai a priori aucune idée de l'ordre de grandeur ici. Mais les arrêts de 2018 interviennent une semaine environ après une brève periode fraiche ce qui m'amène à penser que la température des fleuves varie assez rapidement.

Pourrait-on avoir une évaluation plus précise dans le cas de Saint-Alban ? Pourquoi pas : il y a justement une station hydrographique à Chasse, une vingtaine de kilomètres en amont de la centrale nucléaire. Ou plutôt il y avait : les données de température s'arrêtent en 1979, mais qu'importe : avec une dizaine d'année de relevés, nous pouvons déjà nous faire une idée du comportement du Rhône face à une variation de température.

Voici par exemple représenté sur le même graphe la température moyenne journalière du Rhône à Chasse et la température de l'air pour le mois de juin 1979 :
Evaluation de l'inertie thermique du Rhône au niveau de la centrale nucléaire de Saint-Alban
Température de l'air et de l'eau à proximité de la centrale de Saint-Alban au mois de juin 1979
On voit que lorsque la température de l'air est tombée puis remontée autour du milieu du mois de juin 1979, la température de l'eau a suivi avec seulement un léger décalage - de l'ordre de quelques jours. Il semble donc que l'inertie thermique du Rhône au niveau de Saint-Alban soit assez faible. En fait, la moyenne glissante sur 4 jours de la température de l'air donne une bonne approximation de la température de l'eau.
Si on suppose que l'on peut évaluer de cette façon la température du Rhône de nos jours à la hauteur de Saint-Alban, celui-ci devrait atteindre jeudi ou vendredi la température qu'il avait en 2018 lorsque le réacteur 1 a dû être arrêté.


Conclusion (et à quoi sert cette réflexion)


Si les prévisions météorologiques se confirment, la vague de chaleur de cette semaine devrait amener des conditions hydroclimatiques au moins aussi dégradées que celles d'août dernier et donc entrainer l'arrêt d'au moins un des deux réacteurs de la centrale nucléaire de Saint-Alban, probablement vendredi 28 avec un léger retard sur le pic de la canicule.

Qu'en est-il des autres installations ? On pourrait reproduire le même raisonnement mais je ne l'ai pas fait (pour être honnête, je médite sur cet article depuis quelque temps déjà mais je pensais avoir encore un bon mois avant de le sortir, l'actualité m'a rattrapé...). Il y a cependant de bonnes chances qu'il aurait conduit à des résultats similaires.
Si c'est le cas, Fessenheim où un réacteur sur deux est déjà à l'arrêt évitera sans doute les problèmes. Les centrales de Blayais et Bugey ont chacune un réacteur à l'arrêt qui devrait reprendre du service dans la semaine, une solution serait peut-être de retarder leur démarrage. Ce n'est pas évidemment que cela suffirait dans le cas de Bugey qui, l'année dernière avait dû arréter ses réacteurs 2 et 3, tout deux dépourvus d'aéroréfrigérants. Le Tricastin de son coté est passé entre les gouttes en 2018 mais seul son réacteur n°4 était en service au moment de la vague de la chaleur comme deux fonctionnent actuellement il est possible qu'un arrêt soit nécessaire.

Au total peut-être 1 à 3 arrêts. Ce n'est pas une certitude, évidemment, plutôt une supposition éclairée.

Ces indisponibilités, si elles se réalisent, ne devraient pas avoir de répercussions trop dommageables : en ce moment, la consommation d'électricité est  très en dessous de son maximum et nous devrions pouvoir nous passer sans risque de quelques réacteurs.

Si vous êtes arrivés jusqu'ici, d'abord laissez-moi vous féliciter et ensuite répondre à la question que vous vous poser certainement : pourquoi vous assommer avec un article de 10.000 caractères si le phénomène est finalement bénin ?

En réalité, ce n'est pas la semaine prochaine qui m'intéresse mais le demi-siècle à venir : Comment répondre à la demande d'électricité en été dans quelques décennies ? Faut-il renforcer les liaisons électriques vers le sud-est de façon à pouvoir faire face à des indisponibilités récurrentes des centrales nucléaires de la vallée du Rhône ? Où placer les futurs réacteurs en fonction de l'évolution du climat ? Voilà des questions qui semblent cruciales pour la politique énergétique française, EDF, RTE et finalement notre économie dans son ensemble...
Même avec les fermetures qui pointent à l'horizon, beaucoup de nos réacteurs nucléaires seront encore là en 2030 ou 2040. D'ici-là le climat aura continué à dériver : les modèles climatiques montrent que même si nous réduisons drastiquement nos émissions, le résultats ne se verront que dans la seconde moitié du XXIe siècle. Si, comme je tente de le faire ici, il est possible d'établir un lien entre la température, pour laquelle nous disposons de projections locales, et la disponibilité du parc nucléaire alors il devrait être possible d'anticiper finement les effets du changement climatique sur ce volet de la production électrique française.

Nous verrons...


Les données utilisées dans cet article proviennent de :
  • ERA5 pour les historiques météos
  • forecast.io pour les prévisions
  • eaufrance.fr pour la température des cours d'eau 
  • RTE pour l'état des réacteurs


Publié le 24 juin 2019 par Thibault Laconde

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