Baseload, mythe ou réalité (2) : Nucléaire et baseload, de "en couple" à "c'est compliqué"

Un réseau électrique doit-il toujours avoir une base d'électricité atomique ou thermique ?
Cet article fait partie d'une série consacrée au concept de baseload (ou charge de base) et à son rôle dans la gestion du réseau électrique. Vous pouvez retrouver les autres articles ici :
  1. De quoi parle-t-on ?
  2. Nucléaire et baseload : de "en couple" à "c'est compliqué" (vous y êtes)
  3. Un monde sans centrales de base ?
  4. A venir. Rendez-vous la semaine prochaine... 
Cette série s'inspire d'une étude que j'ai réalisé récemment. Ce travail a également abouti à la publication d'un article en anglais dans Petroleum Economist.

Dans le post précédent, nous avions vu que la "baseload" d'un système électrique est sa consommation minimum, ou pour le dire autrement la puissance qui est toujours nécessaire. Historiquement la baseload a été la chasse gardée des très grosses centrales électriques, souvent nucléaire ou charbon. Mais est-ce que cette association va de soi ?


Pour le nucléaire et le charbon, il y a une vie hors de la baseload


Il y a en fait deux versants à cette question :
  • Les grandes centrales thermiques ou nucléaires peuvent-elles produire autre chose que de l'électricité de base ? Dans le schéma traditionnel, la puissance qu'elles produisent est pratiquement constante dans le temps, elle ne varie que pour tomber à zéro lors des maintenances ou des arrêts inopinés, pourrait-il en être autrement ? Pourrait-on faire varier leurs productions ?
  • Une base de centrales thermiques ou nucléaires est-elle nécessaire pour faire fonctionner un réseau électrique ? En particulier, pourrait-on s'en passer partiellement ou totalement au profit d'énergies renouvelables intermittentes ?
La réponse à la première question est : oui. D'un point de vue technique, il n'est pas nécessaire que la production des réacteurs nucléaires ou des centrales à charbon soit constante. La puissance fournie par ces centrales peut varier de 1 à 5% par minute. C'est beaucoup moins que les turbines à gaz qui excellent dans ce domaine (de 10 à 30% par minute) mais assez pour s'adapter aux variations de la consommation et de la production et fonctionner en suivi de charge.
En France, la part très importante du nucléaire impose depuis longtemps que certaines centrales fonctionnent dans ce mode, EDF affirme ainsi pouvoir faire varier la puissance produite par un réacteur nucléaire de 80% à la hausse ou à la baisse en 30 minutes.


Peut-on se passer d'une baseload thermique ou nucléaire ?


La réponse à la seconde question est plus controversée parce qu'il n'existe pas encore d'exemple de pays ayant complètement éliminé les centrales de base pour se reposer uniquement sur des sources variables dans le temps. Cependant les quelques expériences existantes ainsi que de nombreuses simulations amène aussi à répondre oui.

La baseload n'a pas a être la chasse gardée du nucléaire et du charbon. En Allemagne, où la part des renouvelables dans le mix électrique atteignaient 29% en 2015 (dont 12.3% d'éolien et 6% solaire photovoltaïque), les énergies intermittentes contribuent régulièrement à la baseload. Il n'est pas rare de voir la production renouvelable dépasser 30GW soit plus que le charbon. On trouve une situation similaire en Australie-Méridionale où la production renouvelable atteignait 37.8% en 2014 dont 31.5% d'éolien et 5.7% de solaire photovoltaïque.

Exemple de réseau sans baseload fossile ou nucléaire : l'Allemagne
Production d'électricité en Allemagne fin septembre : le charbon s'adapte aux variations de la production renouvelable (par exemple dans la nuit du 27 au 28 ou la soirée du 30). 

Ces cas restent pour l'instant isolés mais de nombreuses études ont montré que les grandes économies peuvent fonctionner avec 80 à 100% d'énergies renouvelables. C'est le cas notamment des États-Unis, de la Grande Bretagne, de l'Australie, de l'Europe du Nord ou encore de la France. Ces études s'appuient sur des simulations de l'état du réseau, généralement sur plusieurs années avec un pas inférieur à une heure, pour montrer que l'équilibre entre la production et la consommation d'électricité peut être maintenu même avec un très fort taux de pénétration des énergies intermittentes.


La baseload nucléaire ou thermique : un choix économique... obsolète


Contrairement à une idée reçue, l'utilisation du charbon et de l'atome pour couvrir la baseload ne découle donc pas d'un impératif technique mais de considérations économiques. L'électricité issue des centrales nucléaires, et dans une moindre mesure des grandes centrales à charbon, était réputée avoir le coût marginal le plus faible : le combustible étant peu onéreux, une fois les centrales construites il était logique de les utiliser le plus souvent et le plus longtemps possible.

Cela appelle deux remarques :
  • D'abord concernant spécifiquement les EPR d'Hinkley Point, projet lancé pour "sécuriser la baseload" : le coût marginal de l'électricité est peut-être faible pour le producteur mais pour le consommateur britannique il est fixé via le "contract for difference" à 92.5£/MWh, soit beaucoup plus cher que la plupart des autres sources. Dans ces conditions, Hinkley Point C a-t-elle vraiment vocation à fonctionner en base ? Du point de vue du consommateur, il serait au contraire rationnel de ne l'appeler qu'en dernier recours et comme le contrat ne prévoit pas d'accès prioritaire au réseau ou d'obligation d'achat cela pourrait bien arriver. Je ne sais pas si l'idée a effleuré EDF...
  • Ensuite la même logique qui voulait que l'on réserve au nucléaire et au charbon un accès prioritaire au réseau impose désormais que l'on fasse passer d'abord les renouvelables dont le coût marginal est encore plus faible. Et cela indépendamment de toute politique de soutien aux renouvelables ou de tout agenda anti-charbon ou anti-nucléaire. De facto la notion de baseload nucléaire ou charbon devient donc obsolète dès que les énergies renouvelables commencent à jouer un rôle significatif dans la production d'électricité.
Évidemment la montée en puissance de ces énergies intermittentes a d'autres coûts. Elle peut, par exemple, nécessiter un mécanisme de capacité pour compenser les variations soudaines de production. Ces énergies rentrent donc mal dans un ordre de mérite basé sur le coût marginal de chaque source prise indépendamment. Peut-être que c'est précisément ce raisonnement qui doit être abandonné au profit d'une vision plus globale du système électrique et de son équilibre ? C'est ce dont traite l'article suivant.

Publié le 15 décembre 2016 par Thibault Laconde

Illustration : By Justcool54 (Own work) [CC BY-SA 4.0], via Wikimedia Commons



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4 commentaires :

  1. J'ai réalisé une petite étude sur les données RTE 2014 au pas demi horaire, dans les conditions suivantes:
    - 16 fois plus d'éolien qu'en 2014
    - 20 fois plus de PV
    - 3 kWh de stockage par habitant (environ 450€ vers les années 2020), soit 200 GWh de batteries
    - pas d'effacement de consommation
    - pas de modulation de l'hydraulique
    - mise à l'arrêt de tous les moyens de production autre que solaire, hydraulique, éolien et biomasse

    La conclusion de ce petit simulateur donne ceci:
    - Solde annuel: 1,8 TWh sur les 462 TWh produit
    - Exports: 65 TWh, Imports 63 TWh (soit 14% de la production)

    En fixant la limite des imports à 20 GW, on a 10 jours en Janvier qui ne passent pas, 14 jours en Mars et quelques jours fin Novembre et en Décembre qui ne passent pas non plus.

    L'import nécessaire maximal est atteint le 4 décembre 2014 à 19 h avec 31,4 GW manquant (mais c'était seulement 23 GW à 13 h ce même jour).

    Ce petit simulateur montre qu'avec 450€ d'investissement en stockage par habitant et avec environ 25 GW de puissance thermique à la pointe, on couvre les besoins français 330 jours / 365 sans thermique.
    Chiffre qui pourrait être meilleur en améliorant l'efficacité pour la production d'eau chaude sanitaire par exemple.

    C'est donc plutôt simple de voir que renouvelable plus stockage rendent le baseload inutile.

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    1. Le point qui vous manque est la conséquence économique en coût d'un système *conçu pour* être en black out 5 jours entier par an. Il est monstrueux.

      D'autant que juste d'après cette description globale, je pense que vous n'avez pas bien intégré l'aspect de variation annuelle de la production renouvelable (sans compter les pertes des batteries). Pour 2016, la production renouvelable éolien/solaire en Allemagne est inférieure à 2015, malgré l'ajout de 5,3 GW de capacité (4,2 pour l'éolien, 1,1 de solaire), ça illustre concrètement les possibilités de variations sans aller chercher quoi que ce soit d'extrême, juste les valeurs les plus récente.

      Par ailleurs, ce type de scénario a un sens seulement si tous les pays européens peuvent l'adopter en même temps. Cela veut dire que tous les pays auront les mêmes contraintes en même temps sur les exports (aujourd'hui limité à environ 10GW pour la France, il faut un paquet de temps pour changer cela). Pour être plus précis si une vague de froid touche en même temps la France et L'Allemagne avec un anti-cyclone, on va avoir plus de 40 GW de demande d'importation cumulée des deux, avec une Angleterre probablement pas en meilleure forme, qui va assez probablement ajouter quelques GW de demande, donc même si à ce moment les conditions sont meilleures en Espagne/Italie/Suisse, de très loin il n'y aura nulle part pour fournir un tel volume d'énergie manquante.

      Au jour d'aujourd'hui, l'Allemagne est le fournisseur d'électricité de dernier recours en Europe avec environ 100 GW de capacité commandable malgré une demande qui dépasse rarement 70GW. Ca veut dire que quand tout va très mal que la demande est très élevé, c'est l'Allemagne qui a des capacité de réserve rarement mobilisées pour fournir. Que se passe-t-il demain quand ce n'est plus le cas et qu'elle ferme vraiment les centrales en question ? On est d'ailleurs déjà sérieusement en train de se poser la question déjà sans avoir trop de réponse.

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  2. j'avais un grand plaisir car j'ai visité ce blog

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  3. Importance du baseload est donc aussi fonction :
    1/ utilisation de l'électricité (tout elec versus utilisation plus parcimonieuse)
    2/ niveau d'exigence client entre une disponibilité sans limite versus des obligations d'effacement
    3/ et peut être - sans aucune certitude de ma part - architecture des réseau élec : maillé avec un équilibre sur de grandes surfaces (impose des capex pour le réseau T ou D) versus des réseaux plus "ilotés"
    tout ceci sans aucune certitude de ma part mais pour apporter qques réflexions suite à lecture de cet article

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