Réglementation des rejets thermiques dans l'industrie : le nucléaire et au-delà

risque d'indisponibilité industrielles en cas de canicule ou de sécheresse
Depuis presque un mois, la centrale nucléaire de Saint Alban connait une série d'indisponibilités partielles. Pourquoi ? Parce qu'avec un débit réduit et une température élevée de fin d'été, le Rhône ne peut plus refroidir les réacteurs sans se réchauffer au-delà de la limite autorisée en aval de la centrale.
C'est souvent ce phénomène qui est à l'origine des arrêts de réacteurs pendant les canicules ou les sécheresses. Leurs turbines électriques ont besoin d'eau et, en fonctionnant, réchauffent la mer ou le fleuve dont elles dépendent, mais elles ne peuvent pas le faire indéfiniment : la température de l'eau après mélange doit rester dans les limites définies par un texte réglementaire. Ces arrêtés de rejets, propres à chaque installation nucléaire, peuvent se révèler contraignants pour les centrales fluviales et donner l'impression qu'elles subissent des contraintes disproportionnées, ou en tous cas uniques. 
 
En réalité, les autres industries qui utilisent les fleuves comme source de refroidissement - centrales fossiles, papeteries, raffineries, etc. - sont aussi soumises à des limites de température. Quelles sont ces limites ? D'où viennent-elles ? Sont-elles plus souples que celles des installations nucléaires ? C'est ce que je vous propose de discuter dans cet article.

 

Les limites de température imposées aux centrales nucléaires

Chaque centrale nucléaire française fait l'objet d'un arrêté de rejets qui lui est propre (je les ai compilé ici). Les seuils et les règles de calcul varient donc d'une installation à l'autre mais si voulez retenir un chiffre, retenez 28°C. En règle générale, c'est la la température maximale autorisée en aval d'une centrale nucléaire pendant la période estivale. 

Encore une fois, c'est loin d'être une règle absolue. Pour Bugey, le seuil est de 26°C - nous verrons pourquoi plus bas. Pour Blayais, qui est située sur l'estuaire de la Gironde à un endroit où il n'y a presque plus d'aval, la limite est de 36.5°C... Quant aux centrales situées autour de la Loire (Civaux, Chinon, St Laurent, Dampierre et Belleville) elle n'ont que des limites d'échauffement : ce n'est pas la température en aval qui est limitée mais la différence de température entre l'aval et l'amont. Il y a des exception, donc... mais retenons ce chiffre de 28°C et voyons d'où il vient.

Historiquement, le besoin d'une réglementation des rejets thermiques apparait à partir des années 60. Avec des réacteurs de plus en plus puissants et de plus en plus nombreux sur une même implantation, les centrales commencent à modififer significativemet la température des fleuves. Un encadrement devient nécessaire, ne serait-ce que pour éviter que le réchauffement de l'eau par les centrales amonts perturbe le fonctionnement de celles situées en aval.

Le seuil est initialement envisagé à 30°C. Mais, pendant la décennie de 1970, EDF conduit de nombreuses études sur les cours d'eau accueillant des centrales nucléaires ou fossiles (Montereau, Porcherville, etc.) et ces évaluations montrent que l'échauffement de l'eau a des impacts écologiques significatifs avant 30°C. A la fin des années 70, une série d'arrêtés de rejets est prise et introduit une limite plus basse : 28°C.

 

Le droit commun des rejets thermiques

Cette limite de 28°C ne sort pas de nulle part. Elle vient en fait d'une directive européenne de 1978 "relative à la qualité des eaux douces aptes à la vie des poissons". Ce texte distingue deux cas en fonction de la population du cours d'eau : 

  • les eaux salmonicoles dans lesquelles on peut trouver des saumons, truites, ombres, etc. : ce sont des cours d'eau rapides et froids, en général assez bien préservés, la directive leur attribue une température maximale de 21.5°C.
  • les eaux cyprinicoles dans lesquelles on trouve des carpes, silures ou brochets : il s'agit en général de grandes rivières ou de fleuves en plaine, leur température doit être au maximum de 28°C.

Cette directive ne s'applique pas directement aux utilisateurs des fleuves, elle s'adresse uniquement aux Etats-membres avec l'objectif d'harmoniser leurs réglementations sur la qualité des eaux de surface. C'est pourtant elle qui va fournir le cadre de la réglementation française en matière de température des cours d'eau.

Peu de temps auparavant, la loi du 19 juillet 1976 a créé le système des installations classées pour la protection de l'environnement et de nombreuses catégories d'ICPE vont se voir fixer des limites de rejets thermiques reprenant les définitions et les seuils de la directive de 1978.
C'est le cas notamment des catégories 2910 et 3110, c'est-à-dire des installations de combustion dont la puissance thermique est supérieure à 20MW y compris toutes les centrales électriques fossiles un peu importantes, mais aussi des catégories 2930 (ateliers automobiles), 2564 (nettoyage, dégraissage, décapage), 2565 (revêtements métalliques), 2730 (traitement de produits animaux), etc.

Là aussi le détail varie mais, schématiquement, les prescriptions générales applicables à ces installations prévoient, d'une part, que la température des effluents rejetés ne peut pas excéder 30°C et, d'autre part, que ces effluent de doivent pas conduire :

  • pour les eaux salmonicoles : à une élévation de la température supérieure à 1.5°C ou à une température avale supérieure à 21.5°C,
  • pour les eaux cyprinicoles : à une élévation de la température supérieure à 3°C ou à une température avale supérieure à 28°C,
  • pour les eaux destinées à la production d'eau potable : à une température avale supérieure à 25°C.

 

Une préoccupation aussi sanitaire et technique

Cette dernière règle vous intrigue peut-être. En France métropolitaine, une ressource en eau dont la température dépasse 25°C ne peut pas être utilisée pour produire de l'eau destinée à la consommation humaine. L'origine de cette limite est à la fois biologique et chimique :

  1. Une température élevée favorise la prolifération de pathogènes, notamment legionelles et amibes, un effet qui avait déjà été identifié dans les études des années 70 conduites par EDF.
  2. Le chlore libre, qui est la principale méthode de potabilisation en France, n'est plus stable après 25°C, si l'eau dépasse cette température il n'est donc pas possible de garantir sa qualité dans le temps. Et il n'existe pas d'alternative simple au chlore.

Il me parait donc important de comprendre que, si la réglementation des rejets thermiques emprunte encore une bonne partie de son vocabulaire à la protection de la biodiversité, ces règles servent aussi des objectifs techniques et sanitaires. 

Un exemple ? La centrale nucléaire de Nogent utilise la Seine pour son refroidissement. Une centaine de kilomètres en aval, le captage d'Orly assure un quart de l'approvisionnement en eau potable de la capitale. Ce n'est évidemment pas seulement pour le bien-être des poissons que les rejets de cette installation sont strictement encadrés et controlés. Comme ceux, bien sur, des autres industries qui utilisent le fleuve.

 

Puisque la réglementation est comparable, pourquoi parle-t-on autant du nucléaire et si peu des autres industries ?

Si on compare maintenant les règles applicables au nucléaire et celles en vigueur pour les autres secteurs industriels, il est clair qu'il n'y a pas de traitement de faveur pour ces derniers. Les arrêtés de rejets des centrales nucléaires fixent des limites qui sont en général conformes aux règles de droit commun et parfois sensiblement plus favorables : Bugey, par exemple, se trouve sur une section du Rhône qui est salmonicole mais bénéficie d'une autorisation de rejet à 24°C en hiver et 26°C en été.

Mais alors, vous demandez-vous peut-être, comment se fait-il que l'on voie régulièrement des réacteurs à l'arrêt mais qu'on n'entende jamais parler de raffineries ou d'usines métallurgiques stopées à cause de la chaleur ?

Si on cherche bien, on peut s'apercevoir que des problèmes existent. Cela se devine par exemple à l'activité des entreprises qui louent des capacités de refroidissement industrielles : elles sont, au moins de temps en temps, sollicitées pour éviter des arrêts de productions pendant des période de fortes chaleur. Ca a été le cas par exemple dans la pétrochimie en Italie ou dans la métallurgie en Belgique.

Je crois que la raison pour laquelle ces problèmes sont très peu connus est tout simplement que ces industries ne sont pas soumises aux mêmes obligations de transparence que le secteur électrique. Quand la centrale nucléaire de St Alban se déclare indisponible en raison de la température du Rhône, il est difficile d'imaginer, par exemple, que l'usine chimique de Salaise sur Sanne, 6 kilomètres en aval, ou la papeterie de Laveyron, 15 kilomètres plus loin, puissent fonctionner normalement. Mais nous n'en saurons rien...

Je comprend que ça puisse être frustrant mais, à mon avis, c'est une raison supplémentaire pour s'intéresser aux indisponibilités climatiques des centrales françaises. Avec le réchauffement du climat, on peut s'attendre à ce que la chaleur perturbe de plus en plus régulièrement le fonctionnement des activités industrielles et le nucléaire est le canari dans la mine : un indice bien visible d'un risque beaucoup plus général.


Publié le 21 septembre 2020 par Thibault Laconde

Nucléaire, IA et climat, édition 2020 : la canicule aura-t-elle raison de la centrale de Golfech ?

Le bref pic de chaleur qui a touché la France à la fin du mois du juillet a obligé la centrale de Golfech a réduire sa production. Cet épisode illustre une nouvelle fois la vulnérabilité des centrales nucléaires face aux aléas climatiques.
Il montre aussi qu'il n'est pas toujours facile d'anticiper correctement les indisponibilités causées par la chaleur : EDF a indiqué, le mercredi 29, qu'une réduction de la production pourrait être nécessaire à partir du 1er août, puis a changé d'avis le lendemain, jeudi 30, avant finalement d'annoncer l'arrêt du vendredi 31, le jour même avec moins de 4h de préavis.

Alors qu'une nouvelle vague de chaleur s'amorce,  je vous propose néanmoins de tenter l'exercice de notre coté. Dans cet article, nous allons essayer de déterminer si la centrale de Golfech (ou plus exactement son réacteur 2, le seul en service en ce moment) va, à nouveau, devoir réduire sa production dans les prochains jours.

Cet article est long et assez technique, si vous n'êtes intéressé que par le résultat, vous pouvez cliquer ici. L'article a été actualisé de façon à comparer ces résultats à ce qui s'est vraiment passé, cette actualisation est accessible directement ici.

Le principe en bref


On s'intéresse ici aux indisponibilités causées par la chaleur et plus particulièrement par le dépassement de la température maximale autorisée en aval de la centrale : 28°C dans le cas de Golfech.

Nous n'allons pas faire modélisation hydrologique ou thermique. Cela prendrait beaucoup de temps et demanderait une expertise pointue - des choses qui sont peut-être accessibles pour EDF mais pas pour la plupart des utilisateurs des fleuves qui sont soumis aux mêmes contraintes. L'objectif est de créer une solution facilement réplicable.

Notre approche est la suivante : nous allons chercher des données passées pour la température de l'air et le débit, d'une part, et la température de l'eau, d'autre part. Nous allons ensuite laisser un système d'intelligence artificielle apprendre le lien entre les deux, après quoi nous l'utiliserons pour prédire la température de l'eau à Golfech dans les prochains jours à partir d'hypothèses sur la température de l'air et de le débit.

Voilà pour l'idée. Passons à la réalisation...

Accès aux données (avec une pointe de sel)


La première étape de notre travail consiste  à trouver des données sur les température et débits passés à Golfech.

Pour la température de l'air, ça ne présente pas de difficulté. Des données très exhaustives sont accessibles sur près de 40 ans grâce à Copernicus, le programme européen d'observation de la terre.

En général, il est plus difficile de trouver des données de débit et de température de l'eau.Heureusement, dans le cas de Golfech, on est raisonnablement bien pourvu : une station de mesure située un jet de pierre en aval de la centrale, à Lamagistère, enregistre les débits depuis 1966. Elle a aussi mesuré la température de l'eau à partir de 2008, ces mesures ont cessé en 2017, c'est dommage mais 10 années de données permettent déjà de travailler.

Dans un projet comme celui-ci il est important de jeter un coup d'oeil critique aux données, surtout à celles qui vont être la cible que nos algorithmes vont apprendre à viser - ici la température de l'eau.
Il existe une seconde source sur laquelle on peut valider les mesures de Lamagistère : c'est EDF. L'entreprise ne publie pas systématiquement les données dont elle dispose mais une partie se retrouve dans les rapports annuels de surveillance de l'environnement.
La comparaison des deux permet de constater un décalage entre les mesures de Lamagistère et celle d'EDF. En 2017, par exemple, le rapport nous dit p.20 que la température maximale atteinte par la Garonne en aval est de 27.79°C le 22 juin. Les mesures de la station de Lamagistère donnent bien la maximale annuelle ce jour-là mais à 26.06°C. La comparaison du graphique de température fournit par EDF et de celui créé avec les mesures de Lamagistère montre que ce n'est pas un cas à part et suggère que les secondes ont un biais négatif par rapport aux premières.

La comparaison des valeurs maximales fournies par EDF sur plusieurs années à celle obtenues avec notre série permet d'évaluer cet écart entre 1.7 et 2.9°C.
Difficile de dire quel est l'origine de biais. Quoi qu'il en soit, ce qui nous intéresse, c'est de prédire les températures mesurées par EDF, celles qui sont utilisées pour décider de l'arrêt ou non de la centrale. Afin de s'en rapprocher, on va, faute de mieux, rajouter 2.3°C aux mesures de Lamagistère.

C:\ start Skynet.exe


Nous avons les données, il est temps de les confier à un système d'intelligence artificielle. Et plus précisément d'apprentissage machine.
 
L'apprentissage machine (machine learning en anglais) est un sous-domaine de l'intelligence artificielle. Là où des outils informatiques classiques vont s'appuyer sur des règles contenues dans leurs codes pour prendre telle ou telle décision, les algorithmes d'apprentissage machine sont capables de créer eux-même des règles.
Ils ont besoin pour celà d'un entrainement : on leur soumet des données d'entrée (appelées caractéristiques ou features en anglais) associées à un résultat connu (étiquette ou label), l'algorithme essaie de deviner le résultat à partir des données d'entrée, calcule son erreur, modifie légèrement ses règles en fonction puis recommence jusqu'à ce qu'il ne parvienne plus à améliorer son score.

Dans notre cas, on va prendre 6 caractéristiques : la température de l'air en moyenne journalière entre J et J-4, soit 5 valeurs, et le débit moyen entre J et J-4. L'étiquette que l'on cherche à deviner est la température moyenne journalière de l'eau à J.
Nous avons ces données sur près de 10 ans en 2008 et 2017. Afin de simplifier la tache de notre algorithme nous allons ne garder que les mois d'été (juin, juillet, août) soit 828 points de données. Nous allons entrainer notre algorithme sur les années 2008 à 2016 et garder l'année 2017 de coté. Cette dernière année, que l'algorithme n'aura jamais vu pendant son entrainement, nous permettra de le tester.

Une des difficultés de l'apprentissage machine est qu'il existe une grande variété d'algorithmes dont certains demande une configuration précise. Le choix n'est donc pas toujours évident.
N'ayant pas d'a priori sur le plus adapté, j'ai décidé de tester quelques algorithmes classiques. Sans rentrer dans les détails, il s'agit : d'une forêt aléatoire, d'une machine à vecteurs de support, des k plus proches voisins, d'un réseau de neurones, d'une bonne vieille régression linéaire et d'une régression polynomiale d'ordre 3.

Après entrainement, voici comment ces 6 modèles prédisent la température de l'eau à Golfech pendant l'été 2017 (que rappelons-le, ils ne connaissent pas encore) :
Le réseau de neurones est le plus performant : en moyenne il se trompe de 0.58°C. Viennent ensuite quasiment ex-aequo la forêt aléatoire et les deux régressions, avec 0.72 et 0.74°C d'erreur absolue moyenne.

Je vais garder le réseau de neurone mais aussi la régression linéaire. Pour la plupart des gens, les réseaux de neurones sont des boites noires un peu magiques, c'est souvent une bonne chose d'avoir un modèle facilement compréhensible à coté pour contrebalancer.

Utime test


Ces deux algorithmes étant choisis, on les réentraine en prenant cette fois l'ensemble du jeu de données. 
 
Avant de passer à la prévision des prochains jours, il me semble intéressant les soumettre à un dernier test.
Nous avons des données sur le débit et la température de l'air pour 2018 et 2019 mais pas de données sur la température de l'eau puisque la station a cessé de fonctionner fin 2017. Par contre on sait que la centrale nucléaire de Golfech a subi des indisponibilités climatiques du 6 au 9 août 2018 et du 23 au 29 juillet 2019.
C'est donc certainement que la température de la Garonne a dépassée la limite de 28°C au début de chacune de ces deux périodes. Cela est confirmé par les rapports de surveillance de l'environnement pour 2018 et 2019.

Voyons si nos modèles parviennent à prédire ces dépassements et donc l'indisponibilité qui en a résulté.

Voici la température de la Garonne en aval de Golfech pour l'été 2018, telle que prédite par notre réseau de neurones et notre modèle linéaire :
On voit que les modèles identifient bien le réchauffement de la première semaine d'août mais échouent juste sur la ligne avec une température maximale de 27.8°C environ. Contre 28.25°C mesuré par EDF le 6 août.

En 2019, le dépassement est plus franc : jusqu'à 29.2°C. Cette fois nos deux modèles situent bien la Garonne au dessus du seuil autorisé de 28°C. La prédiction du modèle linéaire est presque parfaite (29.12°C), celle du réseau de neurone encore un peu en dessous de la réalité (28.82°C) :
Ces deux tests sont plutôt encourageants mais  nos modèles semblent légèrement optimistes. Peut-être parce qu'on ne s'est pas tout à fait débarrassé de l'écart entre les mesures de la station de Lamagistère et celles d'EDF ? C'est quelque chose que l'on peut garder en tête pour la suite.

Alors Golfech, on l'arrête ou pas ?


Nous avons collectés des données, nous les avons corrigés par comparaison à celles publiés par EDF, nous avons entrainé et testé 6 algorithmes d'apprentissage machine, nous en avons retenu deux que nous avons retesté avec un certain succès sur les période d'indisponibilité de 2018 et 2019.

Tournons nous maintenant vers les prévisions les plus difficiles : celles qui concernent l'avenir. Qu'est-ce que ces modèles nous disent sur la vague de chaleur des prochains jours ?

Pour cette prédiction, je me suis appuyé sur une hypothèse de débit moyen constant de 90m3/s (approximativement ce qu'on observe depuis le 1er août). Les prévisions de températures sont issues du modèle ARPEGE de Météo France et vont jusqu'au 10 août. Elles donnent par exemple 30.8°C en moyenne journalière demain, 7 août.

Avec ces hypothèses, nos modèles donnent la température suivante pour la Garonne :
On devrait avoir un net réchauffement de l'eau à la hauteur de Golfech au cours des deux prochains jours avec un maximum ce week-end autour de 27.2°C. Donc encore assez confortablement sous la limite autorisés des 28°C.

Si toutefois la vague de chaleur venait à se prolonger quelques jours après le 9, la température de la Garonne se rapprocherait de sa limite en début de semaine prochaine : avec 28°C le 10 (au lieu des 24.6 actuellement prévus par Météo France) et le 11, le seuil serait atteint le 11.

Finalement que s'est-il passé ? (mise à jour du 18/8)

 
Avec le recul, le résultats sont plutôt bons sinon pour anticiper les indisponibilités de Golfech, du moins pour anticiper la façon dont EDF anticipe ces indisponibilités.

Les premiers résultats, publiés dans cet article le 6 août, suggéraient un risque d'indisponibilité à partir du 11. Ce risque a été confirmé par EDF dans un message daté du 7 août dans l'après-midi
Le lendemain, 8 août, j'ai fait tourner à nouveau mes modèles sur la base des dernières prévisions de températures. Le résultat montrait qu'un arrêt le 11 était peu probable :
 


Là encore cette prévision a été confirmée par EDF le lendemain. Un nouveau message, daté du 9 août, affirme que "au regard des dernières prévisions de température pour la Garonne, il n'est plus envisagé de restrictions de production pour le CNPE de Golfech dans les sept jours à venir."

Je n'ai pas refait d'actualisation par la suite et mal m'en a pris car finalement le réacteur 2 de la centrale de Golfech, le seul encore en fonctionnement, a finalement été mis à l'arrêt le 12 août en milieu de journée. La centrale s'est donc retrouvé complétement indisponible dans les dernières heures de la canicule.

Faute d'une dernière actualisation qui aurait peut-être (ou peut-être pas) prévu cet arrêt, le test ne peut pas être considéré comme entièrement concluant. En tous cas, les modèles parviennent apparemment à anticiper le diagnostic de l'exploitant environ 24 heures avant qu'il le communique. Je crois que c'est en soi un résultat assez remarquable compte-tenu de l'asymétrie d'information et de moyens.


Conclusion


Si vous suivez régulièrement ce blog, vous vous souvenez peut-être que je m'étais prêté au même exercice l'année dernière pour la centrale nucléaire de Saint Alban. J'espère que vous appréciez le chemin parcouru depuis...

La prévision à court-terme de la disponibilité d'une centrale nucléaire est un enjeu technique et économique important, y compris pour des acteurs qui n'ont pas accès à l'expertise et aux données d'EDF : la semaine dernière, l'annonce de l'arrêt possible des 2 réacteurs de Golfech a apparemment entrainé un bond de 10% du prix du gros de l'électricité.

Mais ce n'est pas vraiment le sujet qui m'occupe. Je suis plus intéressé par les effets à moyen-terme du réchauffement climatique.

La plupart des installations industrielles qui utilisent l'eau d'un fleuve pour se refroidir sont soumises, comme la centrale nucléaire de Golfech, à une température limite des rejets de 28°C. Ce seuil devient plus difficile à respecter avec le réchauffement et l'aridification du climat.
Beaucoup de ces installations ont aussi des durées de vie de plusieurs décennies, c'est-à-dire qu'un projet lancé maintenant devra pouvoir fonctionner au milieu du siècle. Etre capable d'évaluer rapidement les risques climatiques, non pas la semaine prochaine, mais à l'horizon 2040 ou 2050 est crucial pour adapter l'emplacement et la conception de ces projets, assurer leur viabilité et, in fine, construire une économie plus résiliente face au changement climatique.

Les centrales nucléaires sont un cas d'étude passionant, parce que nous dépendons tous directement de leurs productions et parce qu'elles s'inscrivent dans un système électrique beaucoup plus vaste et complexe, potentiellement sujet aux effets dominos. Mais elles ne sont qu'un exemple d'une vulnérabilité beaucoup plus générale.


Publié le 6 août 2020 par Thibault Laconde, mis à jour le 18 août 2020

Effet de la météo sur la disponibilité du parc nucléaire français : quelle réalité ?

La centrale nucléaire de Golfech pourrait être indisponible fin juillet
Souvenez-vous l'été dernier. Nous sommes dans la deuxième moitié de juillet et la température devient caniculaire. EDF annonce que la chaleur va avoir un impact sur sa production nucléaire : trois réacteurs sont mis à l'arrêt, une poignée d'autres voient leurs productions réduites.
Ces indisponibilités attirent l'attention des médias qui n'ont pas grand chose à raconter au milieu de l'été. On en parle abondamment, on s'interroge à raison sur le rôle du changement climatique et ses impacts sur l'économie. On rappelle qu'après tout la consommation électrique en été est faible et que l'on peut encaisser une poignée de réacteurs indisponibles. Et puis, quelques jours plus tard, la chaleur se dissipe, et rendez-vous l'année prochaine...


Nucléaire et climat, un marronnier estival ? Pas que...


Les indisponibilités climatiques de centrales nucléaires ne sont-elles qu'un inoffensif marronnier estival ?
J'ai suivi le sujet d'assez près l'an dernier et je me suis aperçu que c'est un petit peu plus compliqué que ça.

En effet, pendant que l'attention générale se tournait vers les vendanges en champagne (en avance comme chaque année) et le vrai coût de la rentrée, les réacteurs nucléaires françaises continuaient à toussoter dans l'indifférence générale. A la fin de septembre, Chooz 2 et Cattenom 4 étaient à l'arrêt, Chooz 1, Cattenom 2, Bugey 2 et Bugey 3 ont aussi subi des diminutions de production en septembre.

Cet épisode m'avait donné envie de me pencher plus en détail sur la question : au-delà des canicules estivales très médiatisées, quel est l'impact réel des conditions météorologiques sur la production nucléaire française ? Se pourrait-il que, comme l'année dernière, une partie des indisponibilités passent inaperçues, biaisant peut-être notre perception du problème ?

Puisqu'on est à nouveau à ce moment de l'année (EDF a mis en garde hier contre un arrêt possible des deux réacteurs de Golfech), je vous propose un aperçu de ce travail.


Comment créer un historique détaillé des indisponibilités climatiques


Les données que vous allez voir sont issues de l'analyse des messages REMIT publiés par EDF entre février 2015 et aujourd'hui.
REMIT, "Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency" dans le texte,
est un règlement européen sur la transparence des marchés de l'énergie qui oblige les producteurs a communiquer des informations sur l'état de leurs actifs. Cela prend notamment la forme d'une liste d'indisponibilités totales ou partielles, plus de 25000 dans le cas d'EDF dont près de 6000 pour la filière nucléaire.

L'objectif est donc de chercher là-dedans les indisponibilités climatiques.

Par indisponibilité climatique, on entend une indisponibilité causée par un phénomène météorologique entrainant une incapacité à refroidir l'installation. Cette incapacité peut être technique mais aussi réglementaire lorsqu'on ne parvient plus à refroidir dans la limite des rejets thermiques autorisés.
Elle est généralement causée par une température trop élevée du fleuve utilisé pour le refroidissement, un débit insuffisant ou une combinaison des deux.

Cette catégorie n'existe pas dans la communication REMIT d'EDF. Les seules causes d'indisponibilité qu'elle connait sont "Arrêt/Fermeture", "Défaillance", "Informations complémentaires" et "Maintenance"... autant dire que ça n'aide pas beaucoup.
Heureusement, les messages ont une catégorie "Informations complémentaires" qui, tout en restant très laconique, donne quelques détails. Parfois, les conditions météorologiques sont mentionnées explicitement, on peut donc dire avec certitude que l'indisponibilité est d'origine climatique. Et souvent, on doit lire entre les lignes : une indisponibilité pour "contraintes environnementales" non précisée, si elle a lieu dans une centrale en bord de fleuve, a de grandes chances d'être d'origine climatique.



Les indisponibilités climatiques du parc nucléaire français depuis 2015


Bref, je vous passe les détails. Depuis 2015, EDF a déclaré 278 indisponibilités climatiques sur son parc nucléaire (82 certaines et 196 correspondant au profil mais ne mentionnant explicitement un phénomène météorologique).
Au total, la perte de production est de 5.4TWh. Ce résultat est très proche de l'ordre de grandeur communiqué par l'entreprise : 0.3% de la production en moyenne.

Voici la répartition de ces indisponibilité par réacteur et par date de début :

Indisponibilités climatiques du parc nucléaire français 2015-2019

Deux remarques immédiates :
  1. Depuis 2015, le parc nucléaire français a subi des indisponibilités climatiques tous les ans. Il y a clairement de mauvaises années comme 2018 et des meilleures comme 2016, mais le phénomène semble bien annuel.
  2. Ce n'est pas le problème d'une ou deux centrales particulièrement mal situées ou mal conçues : en 5 ans, les deux tiers des centrales en bord de fleuve ont été touchées au moins une fois.

Tous les réacteurs ne sont pas égaux face au risque climatique


Ceci dit, il est évident que certaines centrales sont plus exposées. La grande majorité des pertes de production sont le fait de 3 centrales : Saint Alban,  Bugey et Chooz. Chacune a perdu entre 1 et 2TWh de production, sur une production annuelle de l'ordre 15 à 25TWh.
St Alban et Bugey ont d'ailleurs été arrêtées tous les ans depuis 2015.

Les centrales de la Loire, Nogent sur la Seine ou Blayais à l'embouchure de la Gironde sont beaucoup moins affectées

Répartition des indisponibilités climatiques par réacteur nucléaire : Bugey, Saint Alban et Chooz en tête

Peut-être que l'exposition des centrales à des indisponibilités climatiques devrait être pris en compte dans la réflexion sur les réacteurs à fermer d'ici à 2035. A l'heure actuelle, Bugey 2 et 3 sont pressentis mais ni la fermeture de Saint Alban ni celle de Chooz ne semblent envisagées.

Un arbitrage entre Saint Alban et Cruas (dont la fermeture est à l'étude), par exemple, pourrait faire sens. Les deux centrales sont proches géographiquement, elles ont à peu près du même âge. Mais Cruas, située après la confluence de l'Isère et disposant d'aéroréfrigérants, est mieux équipée pour un climat plus chaud.
Les 2 réacteurs de Saint Alban ont une puissance de 1300MW alors que les 4 de Cruas ne sont que de 915MW, mais 5 à 10% de cet avantage est déjà perdu du fait des indisponibilités climatiques. Sans même parler des risques pour la sécurité d'approvisionnement que représente une centrale chroniquement indisponible ou de l'impact sur l'environnement du rejet d'eau de plus en plus chaude, est-on vraiment sûrs que St Alban pourra produire plus que Cruas en 2040, dans un climat encore plus chaud et plus sec ?


Plus de production électrique perdue en automne qu'en été


Regardons maintenant comment les pertes de production se répartissent dans l'année. Et... plot twist
(certes un peu spoilé en introduction) :

Les pertes de production électronucléaire causée par la sécheresse ou la chaleur sont plus élévée en automne qu'en été

Les pertes de production liées aux conditions météorologiques ont lieu majoritairement en septembre. Et d'assez loin !
En octobre, les pertes sont encore presque au niveau d'un mois d'été et certaines se prolongent jusqu'en novembre.

Cela signifie que, contrairement à ce qu'on va certainement entendre cette semaine, le parc nucléaire français souffre plus des sécheresses d'automne que des canicules estivales.

Dans un climat qui devient plus chaud et plus aride, il me semble que les séchéresses sont bien un risque plus important pour la sécurité de nos approvisionnement électriques que les canicules.
Les canicules durent quelques jours. Elles ont toujours lieu en été donc en période de consommation réduite. Et, si besoin, on peut toujours déroger à la réglementation des rejets thermiques.
Les sécheresses, elles, peuvent se prolonger pendant des semaines voires des mois, y compris en période de consommation normale. Et un arrêté du ministre ne permettra jamais de faire fonctionner une turbine sans eau...


Publié le 28 juillet 2020 par Thibault Laconde

Illustrations : Jack ma / CC BY-SA

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 forment les lignes à haute tension qui maillent le territoire : on parle parfois "d'autoroutes 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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