Affichage des articles dont le libellé est Grande Bretagne. Afficher tous les articles
Affichage des articles dont le libellé est Grande Bretagne. Afficher tous les articles

Comment la canicule de 2022 a semé le chaos dans les hôpitaux londoniens. Et quelques leçons.

Nous sommes à la mi-juillet 2022, l’Europe de l’ouest fait face à une des vagues de chaleur les plus intenses de son histoire. En Angleterre, pour la première fois, il fait plus de 40°C.

19 juillet, 13h, plus rien ne marche...

Le 19 juillet, à partir de 12h50, les serveurs d'un datacenter exploité par le NHS, le système de santé britannique, cessent un à un de fonctionner. A 13h15, la connection avec un autre datacenter londonnien du NHS est perdue. En quelques minutes trois hôpitaux et tous le services associés perdent l'ensemble de leurs systèmes d'information.

On ne retombe pas au Moyen Age mais on retourne bien un quarantaine d'années en arrière.... Pour plus de 23.000 salariés - médecins, infirmiers, personnels administratifs - il n’est plus possible d’accéder au dossier d’un patient, de savoir s’ils ont un rendez-vous ou de consulter des résultats d’analyse. Il faut de nouveau apprendre à travailler avec un stylo, un téléphone et une paire de basket pour courir entre les archives et les labos.
Dans un contexte de vague de chaleur, avec un afflux de patients aux urgences, c’est une catastrophe. Les hôpitaux ne peuvent plus fonctionner qu’au ralenti. La situation ne reviendra à la normale que le 21 septembre, plus de deux mois après.

Que s’est-il passé ? Comment deux datacenters indépendants, critiques peuvent tomber en panne au même moment ?
L'explication est en réalité toute simple : leurs systèmes de refroidissement, comme tous les systèmes de refroidissements, étaient conçus pour fonctionner jusqu'à une température maximale et ces hypothèses étaient trop basses.

Avec les températures atteintes à l'extérieur le 19 juillet vers midi, les climatiseurs étaient incapables de maintenir la température désirée à l'intérieure : celle-ci n’aurait jamais du dépasser 26°C, elle est montée au-delà de 50°C ! Dans ce cas, si vous avez de la chance vos serveurs vont s’arrêter automatiquement et se mettre en sécurité mais il y a aussi de bonnes chances que certaines machines crament.

Le climat du passé ne permet plus de connaitre le climat de demain, ni même d'aujourd'hui...

Mais "qui aurait pu prévoir" ? Dans un pays connu pour la fraicheur de son climat, où jamais un thermomètre n'était monté au-delà de 38.7°C, pourquoi aurait-il fallu que les infrastructures soient capables de fonctionner au-dessus de 40°C ? 

C'était oublier le changement climatique. 

L'hypothèse que le climat est stationnaire, c'est-à-dire que vous pouvez savoir ce qui va se passer demain en observant ce qu'il est arrivé hier, était peut-être raisonnable au XXe siècle, elle ne l'est plus du tout aujourd'hui : si vous concevez quelque chose à partir de 30 années d’observations météo, par exemple 1991-2020, vous vous appuyez en fait sur un climat moyen de 2005 ! Il y a de fortes chances que votre hypothèse ne soit déjà plus valide à l’instant où vous la calculez. Et plus votre projet a une durée de vie longue plus, il y a de chance que votre hypothèse soit dépassée.

Cette erreur est encore extrêmement fréquente. Au moment où les hôpitaux de Londres plongent dans le chaos, Oracle et Google rencontrent eux-aussi des problèmes dans leurs datacenters de Londres.

D'après le rapport d'enquête qui a suivi cet incident, la plupart des datacenters britanniques sont conçus pour pouvoir fonctionner normalement jusqu'à 40°C et s'arrêter à 45. Pour les installations plus anciennes, conçues avant 2010, c'est plutôt 35 et 40°C. La vague de chaleur de juillet pouvait donc potentiellement perturber toutes les infrastructures numériques du pays...

Les projections climatiques : un recours indispensable mais encore rare

Alors si on ne peut plus utiliser le passé pour savoir à quel type de météo s'attendre dans le futur, est-ce qu’il y a une solution ?

C’est ici qu’un demi-siècle de recherche sur le climat deviennent utiles...

Un immense travail scientifique a été accompli depuis les années 80 pour modéliser le climat. On dispose aujourd'hui de simulation détaillées du climat futur qui, traitées correctement, peuvent permettre d'anticiper des phénomènes qui ne se sont pas encore produits. Mieux : on a maintenant suffisamment de recul pour savoir que les projections publiées il y a deux ou trois décennies étaient fiables.

C'est presque une boule de cristal... Son utilisation permettrait d'éviter ou de minimiser les dommages causés par le changement climatique. Et pourtant, elle reste peu utilisée : en 2019, une étude d’I4CE estimait qu’à peine une entreprise sur 40 avaient déjà évalué les risques climatiques physiques pour son activité. Le chiffre a peut-être un peu augmenté depuis, mais on est certainement encore loin d'un usage généralisé.

Faciliter l'accès à la prospective climatique pour accélerer l'adaptation

Ce retard s'explique assez facilement. Imaginez que vous soyiez en train d'écrir le cahier des charges pour une nouveau datacenter et que vous vouliez déterminer la température maximale à laquelle il doit pouvoir fonctionner pour ne pas être mis en défaut entre aujourd'hui et, disons, 2040.

Comment faire ?

  • D'abord, il va falloir que vous accédiez aux projections climatiques disponibles, par exemple CMIP6 ou Cordex. Il faut savoir où les trouver, savoir les choisir, savoir les télécharger... et avoir le temps : les jeux de données sont très lourds et si vous travaillez avec plusieurs modèles (ce qui est évidemment une bonne pratique), les téléchargements peuvent facilement prendre plusieurs semaines !
  • Une fois le téléchargement terminé, vous constaterez que les fichiers sont au format netCDF, un format qui n'est pratiquement utilisé qu'en climatologie. Il vous faudra pourtant trouver une solution pour les ouvrir et extraire le site et la période de temps qui vous intéressent.
  • Pour s'assurer de la qualité du résultat, il faudra ensuite appliquer des techniques de descente d'échelle et de correction de biais.
  • Ce n'est pas terminé : si vous voulez calculer une température maximale telle que la probabilité de dépassement soient inférieure, par exemple, à 1% par an, il faudra aller chercher, du côté de la statistique, la théorie des valeurs extrêmes.

Il est facile de comprendre que ce sera une étude longue compliquée. Elle nécessite des compétences très particulières, elle va prendre beaucoup de temps et probablement couter cher. 

Cependant, ce dont on s’est aperçu, c’est qu’étudier les impacts du changement climatique c’est très souvent refaire la même chose. Si vous vous posez la même question pour un autre projet de datacenter, peut-être Paris ou Francfort au lieu de Londres, vous allez suivre les mêmes étapes en changeant simplement le point de données utilisé.

Ce que ça signifie, c'est que pour rendre la prospective climatique accessible, il faut se spécialiser : si vous identifiez un besoin récurrent, ça a un sens d’investir pour apprendre à maitriser la méthodologie, voire pour l'automatiser. La première étude va vous coûter très cher, mais vous pourrez ensuite reproduire à la demande n’importe-où dans le monde.
Cette automatisation, c’est le cœur de métier de Callendar.

 

Cet article reprend une intervention le 12 septembre 2023 lors d'une table ronde organisée par le Club Sustainable Business et le Club Immobilier Villes et Territoires des diplômés de l'ESSEC :

Publié le 13 septembre 2023 par Thibault Laconde

Vagues de chaleur : hier et aujourd'hui

Quelles ont été les conséquences des canicules du XVIIIe et du XIXe siècle ?
Je ne résiste pour entamer cette série d'été consacrée aux impacts humains de la météo et du climat dans l'histoire à aborder un sujet d'actualité : il fait chaud, non ?

Depuis la canicule de 2003 et ses quelques 70.000 morts prématurées en Europe, les vagues de chaleur sont devenues une des manifestations les plus remarquées du changement climatique.
Et ce n'est pas prêt de s'arrêter : dans un scénario d'émissions modérées (RCP4.5), le nombre de jours où la température dépasse 35°C pourrait augmenter d'une vingtaine par an dans le sud de la France. Si les émissions se poursuivent sur la tendance actuelle (scénario RCP8.5), on pourrait dépasser une soixantaine de jours par an au-dessus de 35° et jusqu'à une vingtaine au-dessus de 40°C.

Cet article fait partie d'une série d'été consacrée au rôle du climat dans l'histoire. Retrouvez un nouvel article mercredi prochain et, en attendant, les articles déjà parus :

Les canicules du passé : quel bilan ?


C'est entendu : la fréquence et l'intensité des vagues de chaleurs augmentent. Mais cela ne veut pas dire que ces phénomène sont inédits : notre pays a déjà rencontré au cours de son histoire de nombreux étés chauds voire étouffants. Ces épisodes nous sont connus au travers des témoignages de contemporains et de divers indices comme les dates de vendanges ou l'observation des cernes des arbres.
Alors quels étés ont été caniculaires ? Sans doute ceux de 1420, 1636, 1719, 1747, 1779, 1846, 1893 et 1911. Cette liste n'est pas exhaustive...

Si on préfère s'appuyer sur des données chiffrées, la plus ancienne série de mesures thermométriques est anglaise et commence en 1659. On peut considérer qu'un été est exceptionnellement chaud en Angleterre et peut-être dans le reste de l'Europe, lorsque cette série indique une température moyenne de plus de 17°C pendant les mois de juin, juillet et août : ce n'est arrivé qu'une seule fois entre le début des mesures et 1800, en 1781. Deux fois au XIXe siècle : en 1826 et 1846. Et sept fois entre 1911 et et 2003...

"La température a été mesurée régulièrement en Angleterre depuis 1659. Cette serie n'enregistre qu'un été caniculaire avant 1800, 2 au XIXe siècle et 7 entre 1911 et 2003."



Même plus rares qu'aujourd'hui, nos ancêtres ont donc bien connu des vagues de chaleur. Quels ont été les conséquences de ces événements ? Sont-elles différentes de ce que nous voyons en ce moment ?

Le petit journal : vague de chaleur de 1911 en FranceLe premier point commun entre les canicules passées et présentes ne vous surprendra probablement pas : les étés chauds, hier comme aujourd'hui, sont l'occasion pour un nombre inhabituellement élevé de nos semblables de rejoindre leur créateur.
L'ampleur de cette surmortalité, par contre, a de quoi étonner : lors de la canicule de 1719, on compte plus de 400.000 morts supplémentaires comparé à un été normal... au sein d'une population française qui dépasse à peine 20 millions d'habitants ! Celles de 1747 et 1779 emportent chacune près de 200.000 personnes.

Outre leurs proportions cataclysmiques, ces événements ont une autre différence avec les vagues de chaleur contemporaines : la cause directe des décès. Aujourd'hui c'est surtout la chaleur elle même (déshydratation, hyperthermie...) qui tue, suivie de près par les maladies cardiovasculaires. Dans le passé, les maladies infectieuses étaient la principale cause de mortalité lors des étés caniculaires. La baisse du niveau des rivières et des nappes phréatiques facilitait la contamination de l'eau et causait des épidémies, notamment de dysenterie.
Ce sera ainsi jusqu'au début du XXe siècle : lors de l'été 1911, la dysenterie fait encore près de 40.000 morts en France.

"Les canicules du XVIIIe siècle ont été oubliées mais elles sont terriblement meurtrières : celle de 1719 a tué plus de 400.000 personnes en France, soit 2% de la population de l'époque."




Un autre point commun entre les vagues de chaleurs du XVIIIe siècle et celles que nous vivons aujourd'hui c'est leur capacité à passer relativement inaperçues - au moins jusqu'à la canicule de 2003.
Vous  avez, par exemple, probablement appris au lycée qu'en 1755 un séisme puis un raz-de-marée ont ravagé Lisbonne faisant 70.000 morts. Vous avez peut-être lu ce que Voltaire a écrit à ce sujet et vous vous souvenez sans doute que l'évenement a ému toute l'Europe.
Mais, honnêtement, aviez-vous déjà entendu parler des canicules de 1719 ou 1747 ? Elles affichent pourtant un bilan au moins trois fois plus lourd...


Quel est le bilan humain et materiel de la chaleur ?


Ce n'est pas votre faute :  les gazettes, de l'époque sont muettes sur le sujet : aujourd'hui comme hier, une "surmortalité" émeut beaucoup moins qu'une mort violente... Songez qu'en proportion de la population française, l'été 1719 a presque autant tué que les guerres napoléoniennes ou la première guerre mondiale ! Mais notre conscience collective semble penser que cette mort diffuse, qui touche surtout les plus fragiles - nourrissons, malades, personnes âgées... - est une triste fatalité, pas une catastrophe. Et certainement pas de l'histoire.
Ce biais pourrait bien devenir un de nos pire ennemis au moment où nous abordons un siècle de lutte contre les effets du réchauffement climatique.

D'ailleurs, le bilan de ces périodes chaudes n'est pas seulement humain. La chaleur et la sécheresse créent des conditions favorables pour les incendies à une époque où ils sont encore un risque majeur dans les villes. C'est peut-être le cas lors du grand incendie de Londres en septembre 1666.

"En septembre 1666, le grand incendie de Londres survient après deux mois très chauds. Selon un chroniqueur contemporain : Après une si longue sécheresse, tout était combustible, même les pierres."


 
Selon la définition que nous avons énoncé plus haut, l'été 1666 n'est pas caniculaire mais c'est seulement grâce à son mois de juin relativement tempéré (15°C en moyenne) : juillet (18°C) et août (17°C) suffisent à faire cet été un des 20 plus chauds dans la série de 1659.
Lorsque le feu se déclare à Londres le 2 septembre, c'est donc après deux mois particulièrement chauds. Y a-t-il un lien ? Pour le chroniqueur de l'époque Samuel Pepys ça ne fait aucun doute : le jour même, il note dans son journal "après une si longue sécheresse, tout était combustible, même les pierres des églises."

Le grand incendie de Londres fait suite à des mois de juillet et aout particulièrement chaud
Le grand incendie de Londres dans son 3e et avant-dernier jour

Bien sur c'est un boulanger imprudent qui a allumé l'incendie, pas la chaleur estivale. Mais celle-ci a sans doute facilité l'embrasement... Voilà une figure que nous retrouverons probablement au cours de cette série : le climat ne fait peut-être pas l'histoire, mais parfois il aide à transformer une modeste étincelle en brasier mémorable.


Les principales sources pour cette articles sont :


Publié le 25 juillet 2018 par Thibault Laconde



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


Observatoire de la fracturation hydraulique - juin 2017

Chaque mois, retrouvez l'Observatoire de la fracturation hydraulique : les statistiques essentielles pour comprendre l'évolution des hydrocarbures non-conventionnels et les principaux événements qui ont touché la production de gaz et pétrole de schiste.

> Télécharger la version complète en pdf

> Voir les mois précédents


Observatoire de la fracturation hydraulique et des hydrocarbures non-conventionnels



Dans l'actualité ce mois-ci :
  • Focus : le gaz de schiste a-t-il encore un avenir en Grande Bretagne après la défaite des conservateurs ?
  • La production américaine de pétrole et de gaz non-conventionnels atteint un niveau record mais la situation reste fragile.
  • L'Office of Fossil Energy, qui a joué un rôle important dans l'émergence des hydrocarbures non-conventionnels aux Etats-Unis, devrait voir son budget réduit de 58% l'année prochaine.
  • En Colombie Britannique, les résultats des élections provinciale du 9 mai pourraient contrarier les projets de Shell.

Publié le  14 juin 2017 par Thibault Laconde


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


[Dossier] Brexit : quels effets pour le secteur de l'énergie ?

Lorsque fin mars (au plus tard) le Royaume-Uni lancera officiellement le processus de sortie de l'Union Européenne, à quoi le secteur de l'énergie devra-t-il s'attendre ?

Comme pour beaucoup d'autres sujets, la façon dont l'énergie a été abordée pendant la campagne référendaire (avec des prises de positions aussi fortes que celle pour l'ampoule 60W ou le grille-pain britannique) ne fait pas honneur à la démocratie britannique. Maintenant que le départ de la Grande Bretagne se précise, il est temps de se pencher beaucoup plus en détails sur ses conséquences.


En route vers un "hard Brexit"


Commençons par une question d'ordre général : comment va se dérouler concrètement la sortie de l'Union Européenne ?

Electricité, gaz, pétrole, climat... Quelles seraient les conséquence du brexit pour l'énergie ?La procédure est basée sur l'article 50 du traité de Lisbonne : la Grande Bretagne doit  notifier son intention au Conseil européen, elle dispose ensuite de 2 ans pour négocier les modalités de son retrait. Celui-ci devrait donc prendre effet au plus tard fin mars 2019.

Ce délai, auquel il faut en retirer environ 6 mois pour que l'accord obtenu soit ratifié par le parlement britannique et par les pays membres de l'Union, est horriblement court. En seulement 18 mois, il faudra régler des milliers de questions, souvent très techniques et hautement sensibles - depuis le sort des ressortissants britanniques installés dans l'Union jusqu'à celui de la cave à vin...
Comme si ça ne suffisait pas, la Grande Bretagne et l'UE devront dans le même temps se donner de nouvelles règles notamment pour les échanges commerciaux. Malgré la métaphore souvent employée, le Brexit n'est pas un divorce après lequel chacun va refaire sa vie de son coté, c'est une bouderie entre colocataires : on peut faire en sorte de ne plus se voir mais il faut bien décider qui nettoie la salle de bain et comment on paie l'électricité...

Un des enjeux majeur est donc de savoir quels liens commerciaux la Grande Bretagne va établir avec l'Union Européenne. A priori, quatre solutions étaient envisageables : 
  • Revenir au droit commun de l'Organisation Mondiale du Commerce (OMC), c'est ce qui se passera si aucun accord n'est trouvé entre l'UE et la Grande Bretagne. Les produits échangés, qui circulent actuellement librement, se verraient alors appliquer des droits de douane (en moyenne 1.5% pour les importations vers l'UE) ainsi que des barrières non-tarifaires (par exemple la vérification de leur conformité aux normes européennes). Le Royaume Uni perdrait aussi le bénéfice des accords commerciaux entre l'UE et des pays tiers, par exemple avec la Corée, l'Afrique du Sud et plusieurs pays d'Amérique Latine. Pire : les services, dont les services financiers, ne sont pas inclus dans les accords de l'OMC, les banques de la City ne pourraient donc plus faire d'affaires en Europe.
  • Adhérer à l'Association européenne de libre échange (AELE), qui permet aux produits d'accéder marché unique à condition de respecter les normes européennes mais ne concerne pas non plus les services.
  • Adhérer à l'Espace économique européen (EEE), la forme d'association la plus étroite adoptée par la Norvège : la Grande Bretagne retournerait dans l'union économique mais serait obligée de contribuer au budget européen et d'appliquer les politiques de l'Union, sans avoir son mot à dire dans leur élaboration. 
  • Négocier un accord bilatéral avec l'Union, une solution flexible adoptée par la Suisse mais nécessitant que Londres s'entendent avec les 27 États restant. 
L'adhésion à l'AELE ou à l'EEE semble exclues parce qu'elle imposerait la libre circulation des personnes, une condition inacceptable pour les leaders pro-Brexit. La Grande Bretagne vise donc un accord billatéral avec l'UE qui lui permettrait de maintenir les échanges commerciaux sans avoir accueillir les citoyens européens, à appliquer les directives communautaires et à contribuer au budget...
Même si on suppose - ce qui demande un effort d'imagination - que tous les pays-membres sont prêts négocier un accord de ce type, il est en pratique impossible d'y parvenir en 18 mois. A titre d'exemple il a fallu 29 mois pour négocier l'accord de libre-échange entre l'UE et la Corée du Sud et 20 mois supplémentaires pour qu'il entre en vigueur.

Il est donc très probable que, à partir d'avril 2019, les échanges entre l'Union Européenne et la Grande Bretagne seront régis par les Accords de l'OMC. Au moins pour quelques années. La suite de cet article s'appuie sur cette hypothèse.



Augmentation des coûts : le parc électrique britannique en péril


L'effet du Brexit à long-terme va en tous cas largement dépendre des négociations entre le gouvernement britannique et ses partenaires éconduits réunis au sein du Conseil Européen. Autant dire plusieurs années (2 ans dans le meilleurs des cas, peut-être une décennie) de pourparlers rugueux avant d'arriver à un nouveau régime stable.
L'incertitude est donc la première conséquence du Brexit. Cette atmosphère a pour effets - observables avant même le referendum - de geler les projets et d'augmenter le coût du capital. L'augmentation des risques pousse les investisseurs à exiger plus de garanties et des rendements plus élevés.
Le secteur de l'énergie, qui nécessite d'immobiliser des capitaux importants, va être particulièrement affecté. D'autant que la sortie de l'UE privera aussi le Royaume Uni des financements de la Banque Européenne d'Investissement (7 milliards d'euros injectés dans l'économie britannique en 2014 dont la moitié dans l'énergie). En cas de non-adhésion à l'EEE, le soutien européen aux projets d’intérêt commun serait également perdu.

Le secteur électrique est très exposé car d'importants investissements sont nécessaires, notamment pour remplacer des réacteurs nucléaires et des centrales à charbon vieillissants. Entre 14 et 19 milliards de livres doivent être investis chaque année d'ici à 2020, soit en plein pendant la période d'inconnu. Le Brexit va donc avoir pour effet immédiat de renchérir le coût du parc électrique britannique. Les filières les plus intensives en capital, comme le nucléaire ou l'éolien off-shore, seront probablement les plus défavorisées.
De plus, la sortie de l'UE a entrainé une dévaluation de la livre sterling et, dans le cadre de l'OMC, des droits de douane devraient être appliqués sur de nombreux produits dont par exemple les transformateurs électriques, les turbines et les batteries. Cela augmentera encore le coût des équipements et services importés. Or le Royaume-Uni en est très dépendant : parmi les six principaux électriciens outre-manche seuls deux, Centrica et SSE, sont britanniques. EON/Uniper et RWE sont allemands, EDF Energy est français et, malgré son nom, Scottish Power appartient à l’espagnol Iberdrola.

Il est peu probable que beaucoup de ces entreprises européennes suivent la voie d'EDF, qui a confirmé son engagement dans le projet de centrale nucléaire d'Hinkley Point. D'autant que la sanction a été immédiate : avec la dévaluation de la Livre, le tarif garanti à l'électricien français est passé de 121€/MWh à la veille du referendum à 108€/MWh aujourd’hui.



Le problème des échanges d'électricité et des interconnexions


Déjà aujourd'hui, la production d'électricité britannique est insuffisante pour satisfaire sa consommation : la Grande Bretagne importe près de 20TWh par an, soit plus de 5% de sa consommation, principalement de France et des Pays Bas. Les lignes électriques reliant les îles britanniques au continent sont vitales pour alimenter et équilibrer le réseau.

Six nouveaux projets d'interconnexion avec l'UE et trois avec des membres de l'Espace économique européen sont en cours de développement, pour un total de 9.9GW. De quoi plus que tripler la capacité des lignes électriques relient la Grande Bretagne à ses voisins.
Mais ces projets sont couteux (les nouvelles interconnexions prévues avec la France à elles seules devraient couter près de 2 milliards d'euros) et ils ont un statut international complexe. Ils vont probablement être gelés ou ralentis en attendant que le cadre réglementaire soit clarifié, avec pour effet une dégradation de la sécurité énergétique dans les iles britanniques.

Projet d'interconnexions électriques entre l'UE ou l'EEE et la Grande Bretagne
Interconnexions avec la Grande Bretagne en service ou en projet

Un point positif cependant : même dans le cadre de l'OMC, les échanges d'électricité (tout comme ceux de pétrole, de gaz ou de charbon) entre la Grande Bretagne et l'UE ne seront pas soumis à des droits de douane. 

Enfin, la sortie de l'Espace économique européen devrait entrainer la sortie du Marché intérieur de l'énergie. Ce système permet notamment le couplage des marchés de l'électricité et facilite l'équilibrage transfrontalier. Quitter le marché intérieur de l'énergie, rendra l'équilibrage du réseau britannique encore plus difficile et tirera les prix de l’électricité vers le haut. Cela devrait aussi augmenter la volatilité, déjà élevée en Grande Bretagne avec des conséquences graves pour les nouveaux fournisseurs d'électricité qui se sont multipliés dans le pays depuis 5 ans et qui connaissent d'importantes difficultés.



Peu d'effets pour le gaz et le pétrole


La Grande Bretagne reste un producteur modeste de gaz et de pétrole : de l'ordre de 1% de la production mondiale pour l'un et l'autre. Ces secteurs vont être confrontés aux mêmes problèmes - incertitude réglementaire, capital et importations plus onéreuses - mais les conséquences du Brexit devraient être plus limitées pour le pétrole et le gaz. En effet, contrairement au parc électrique, les infrastructures pétrolières et gazières de la Grande Bretagne (stockage, interconnexions, terminaux méthaniers...) sont suffisantes.
La production domestique d’hydrocarbures sera la bienvenue pour pour limiter les effets inflationnistes de la baisse de la Livre. Dans un contexte d'épuisement des gisements en Mer du Nord, il est donc probable que le Brexit stimule les projets d'exploitation des hydrocarbures non-conventionnels. Ces projets sont déjà activement soutenus par le gouvernement britannique.

Londres devrait quand même y laisser son rôle de bourse européenne du gaz. La domination britannique est depuis longtemps sévèrement concurrencée par les Pays Bas. Les volumes échangés sur le marché néerlandais, la Title Transfer Facility, ont dépassé pour la première fois ceux de son homologue anglais en décembre 2015. Les incertitudes et le risque de change lié au Brexit vont certainement achever de faire basculer les échanges de gaz vers le continent.


Climat et environnement


La sortie de l'Union Européenne peut libérer le Royaume Uni des normes environnementales européennes (par exemple la directive sur les énergies renouvelables ou celle sur les émissions industrielles) et d'une partie de ses engagements climatiques.
En particulier, le pays a ratifié l’Accord de Paris mais n’a pas pris d’engagement de réduction de ses émissions, ceux-ci ayant été décidés au niveau européen, il faudra donc que l'UE retire la Grande Bretagne de son INDC et que celle-ci fasse ses propres propositions. De plus, Londres va probablement perdre au moins temporairement son accès au marché européen du carbone - ce qui représente un risque financier pour les entreprises qui détiennent des permis d'émissions.

Même si les objectifs environnementaux du Royaume ont été en partie contractés hors du cadre européen et/ou retranscrits dans la loi nationale, par exemple par le Climate Change Act de 2008, le Brexit ouvre donc là aussi un espace d’incertitude. D'autant que, comme nous l'avons vu, la sortie de l'UE peut encourager le recours à des solutions polluantes : allongement de la durée de vie des centrales thermiques existantes rendu nécessaire par les retards d'investissements dans la production électrique et les interconnexions, exploitation des hydrocarbures non-conventionnels facilités par la baisse la Livre...

Enfin le départ de la Grande Bretagne modifiera les équilibres politiques au sein de l'Union Européenne. La libéralisation des marchés de l'énergie, l'exploitation des hydrocarbures non-conventionnels ou l'ambition climatique, des positions dont Londres s'est depuis longtemps fait l'avocat, seront affaiblies par le départ britannique. La France va aussi perdre un allié de poids face à la position anti-nucléaire de l'Allemagne.


Même si les conséquences de la sortie de l'Union Européenne dépendent largement d’accords qui restent à trouver après activation de l’article 50, une chose est certaine : elles ne seront pas négligeables pour les énergéticiens britanniques et européens. Le Brexit ouvre une période de forte incertitude pour eux, ils doivent s’y préparer et ils ont tout intérêt à s’impliquer dans les négociations qui commenceront au printemps.


Vous pouvez également retrouver les points clés de cet article dans mon interview pour Politiques Énergétiques :



Publié le 20 juin 2016 par Thibault Laconde, dernière mise à jour le 17 janvier 2017.



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


Baseload, mythe ou réalité (1) : de quoi parle-t-on ?

Le 29 septembre 2016, le gouvernement Britannique a signé avec EDF et le chinois CGN un contrat pour la construction de deux EPR à Hinkley Point. C'est la première fois depuis 1987 qu'un réacteur nucléaire va être construit en Grande Bretagne et il a fallu presque 20 ans de tergiversations pour en arriver là.

Lors de ce débat, un argument est revenu régulièrement chez les partisans du projet : pour fonctionner un réseau électrique aurait besoin d'une base de très grosses centrales et le nucléaire est la seule technologie permettant de l'assurer sans émissions de gaz à effet de serre. Pour reprendre les termes employés par Amber Rudd, qui était à l'époque ministre de l'énergie : la centrale d'Hinkley Point C se justifiait malgré son coût et les difficultés techniques parce qu'il faut impérativement "sécuriser la baseload".
Ce raisonnement se retrouve fréquemment dans les discours pro-nucléaires, mais est-il réellement fondé ?

La question m'a été posée le cadre de mon activité de consultant. Ce travail a notamment abouti à la publication d'un long article en anglais dans Petroleum Economist.
Comme ce sujet se retrouve aussi fréquemment dans les débats sur l'énergie en France, il me parait intéressant de reprendre ici les principales conclusions de mon étude. A priori en 3 ou 4 épisodes.


Charge de base : de quoi parle-t-on ?


La baseload (en bon français, on parle de charge de base ou de capacité de base), c'est cette électricité dont vous avez toujours besoin : sur un réseau électrique, la demande varie dans le temps mais elle ne tombe jamais à zéro, il existe donc une puissance en dessous de laquelle elle ne descend pratiquement jamais. En Allemagne, la charge de bases est d'environ 45GW, en France 32GW, en Grande Bretagne autour de 20GW.

Schéma : qu'est-ce que la baseload (ou charge de base) d'un système électrique ?
La charge de base en vert et les périodes de pic en orange
(Profil de charge basé sur la consommation électrique britannique)


La gestion d'un réseau électrique est un problème complexe puisque la production doit être égale à chaque instant à la consommation alors que celle-ci varie dans le temps sous l'influence de facteurs en partie aléatoires : habitudes des consommateurs, jour travaillé ou non, ensoleillement, température... mais quelles que soient les circonstances le réseau devra toujours disposer d'au moins sa baseload.


Baseload, nucléaire et charbon : un vieux ménage à trois


Traditionnellement cette charge de base était assurée par de très grosses unités de production, souvent charbon ou nucléaire, pendant que d'autres sources plus flexibles, notamment gaz et hydroélectricité, répondaient aux pics de demande.
Ce fonctionnement est tellement ancré dans les esprits que le terme baseload est en réalité utilisé indifféremment pour designer la charge de base et le parc de centrales utilisé pour y répondre.

Dans cette équivalence entre baseload et grandes centrales électriques, il n'existe aucune place pour les renouvelables intermittentes et les méga-projets comme Hinkley Point sont nécessaires. Il n'est donc pas surprenant que beaucoup d'acteurs opposés à ces orientations y voient un "mythe" entretenu par les industries fossiles et nucléaires pour entraver la transition énergétique.

Qu'en est-il réellement ? C'est le sujet de l'article suivant.


Publié le 12 décembre 2016 par Thibault Laconde


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


Observatoire de la fracturation hydraulique - octobre 2016

Chaque mois, retrouvez l'observatoire de la fracturation hydraulique : les statistiques essentielles pour comprendre l'évolution des hydrocarbures non-conventionnels et les principaux événements qui ont touché la production de gaz et pétrole de schiste.

> Télécharger la version complète en pdf

> Voir les mois précédents


http://energie-developpement.com/wp-content/uploads/2016/10/Observatoire-de-la-fracturation-hydraulique-octobre-2016.pdf


Dans l'actualité ce mois-ci :
  • Focus : Y a-t-il un lien entre fracturation hydraulique et activité sismique ?
  • Le gouvernement britannique passe en force et impose les premiers forages horizontaux depuis 2011 malgré l'avis négatif des autorités locales.
  • L'Argentine va se lancer dans le gaz de schiste et le gaz de sable (ou gaz de réservoir compact, piégé dans du grès)

Publié le  20 octobre 2016 par Thibault Laconde

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


Du Magnox à Hinkley Point : Comment l'industrie nucléaire britannique a fait naufrage

Après les rebondissement de l'été - passage en force devant le conseil d'administration d'EDF puis mise à l’arrêt par le gouvernement britannique, la saga d'Hinkley Point pourrait connaitre prochainement son épilogue. Theresa May devrait en effet rendre sa décision bientôt et peut-être dès le G20 de Hangzhou les 4-5 septembre.
Pourquoi ne pas profiter de ce répit pour prendre un peu de recul ? La Grande Bretagne est, depuis l'origine, un acteur majeur du nucléaire mais ce qui commençait comme une épopée industrielle tourne aujourd'hui au cauchemar. Comment en est-on arrivé là ? Et n'y aurait-il pas quelque chose à en apprendre au moment où le secteur nucléaire français est lui-même en pleine restructuration ?


1956-1970 : la Grande Bretagne leader du nucléaire civil


Première centrale nucléaire commerciale au monde : Calder Hall en Grande BretagneLes britanniques ont l'habitude revendiquer la construction du premier réacteur nucléaire commercial. Certes le réacteur soviétique d'Obninsk a été connecté au réseau en 1954 mais il produisait moins de 5MW... Rien de comparable avec la centrale de Calder Hall, et ses 4 réacteur de 49MW, inaugurée par la reine le 17 octobre 1956 (ci-contre en 1973).
1956, c'est aussi l'année de la crise de Suez. La Grande Bretagne, dont la production de charbon décline depuis les années 20, craint pour ses approvisionnements en pétrole. L'idée d'un vaste programme nucléaire fait déjà son chemin...

Les réacteurs de Calder Hall sont des Magnox - du nom de l'alliage à base de magnésium utilisé pour le gainage des barres de combustible. Il s'agit de réacteurs proches des UNGG que la France développe au même moment. Et comme en France, ils produisent aussi bien de l'électricité que du plutonium à usage militaire.
Au total, 24 Magnox seront construits au Royaume Uni entre 1956 et 1971 et deux autres seront exportés en Italie et au Japon.
Dans les années 60, la Grande Bretagne possédait le premier parc nucléaire au monde.


Partie en tête, la Grande Bretagne conserve jusqu'à la fin des années 60 le plus important programme nucléaire civil au monde, à peu près à égalité avec les États-Unis mais loin devant l'URSS et la France. Ce n'est qu'en 1969 que le parc nucléaire américain dépasse celui du Royaume Uni.



La débâcle de l'AGR, le réacteur anglais de seconde génération


Mais à cette date, les difficultés de l'industrie nucléaire britannique ont déjà commencé. En 1965, la Grande Bretagne lance son réacteur de seconde génération, l'AGR (pour Advanced Gas-cooled Reactor). Contrairement à la France qui abandonnera quelques années plus tard l'UNGG au profit des réacteurs à eau pressurisée, les anglais persistent dans la filière graphite-gaz. L'industrie nucléaire britannique est alors pleine d'ambition et le ministre de l'énergie de l'époque, Frederick Lee, affirme qu'avec l'AGR, elle "a gagné le jackpot" : avant même sa construction, le réacteur est réputé très supérieur à ses concurrents américains. Il doit  produire une électricité moins chère que les centrales à charbon dont dépend encore très largement le Royaume et, bien sur, il se vendra comme des petits pains à l'étranger. Le premier AGR, promet-il à la Chambre des Communes, entrera en service en 1970 à Dungeness dans le Kent.

En réalité le réacteur de Dungeness B est inauguré en 1983... Des problèmes techniques complexes sont apparus dès 1966 sur la chaudière et le bâtiment réacteur. Il faut presque 2 décennies et un budget multiplié par 4 pour en venir à bout.
Pourtant les gouvernements successifs, aussi bien travaillistes que conservateurs, s'accrochent à la filière graphite-gaz. Au total, 14 AGR seront construits, tous en Grande Bretagne. Le naufrage de Dungeness B a ruiné la réputation de l'industrie nucléaire britannique qui n'exportera plus jamais de réacteur.


Privatisation et disparition de l'industrie nucléaire britannique


Avec la privatisation de l'électricité, décidée par Margaret Thatcher en 1988, l'industrie nucléaire britannique se voit imposer un exercice de transparence inédit depuis sa création. On découvre alors que le Central Electricity Generating Board a dissimulé le coût réel de la filière notamment en sous-estimant le budget nécessaire aux démantèlements. Les incertitudes sont telles que le gouvernement Thatcher renonce à privatiser les centrales nucléaires. Il devient évident que l'électricité nucléaire est en réalité beaucoup plus couteuse que celle produite par les centrales à charbon. En 1990, une taxe est crée pour financer cet écart, elle fait augmenter les factures de 11%.
En 1996, les réacteurs les plus modernes sont finalement privatisés sous le nom de British Energy. Les vieux Magnox restent propriété d'une entreprise publique : British Nuclear Fuel Limited (BNFL).

Dans les années 90, l'industrie nucléaire britannique semble avoir une occasion de renaitre. L'AGR a enfin été abandonné et la construction d'un premier réacteur à eau pressurisée commence en 1987. Sizewell B est supposé être le premier d'une série de nouveaux réacteurs parmi lesquels on parle déjà d'Hinkley Point C.
En 1999, BNFL achète l'activité nucléaire de Westinghouse, l'entreprise qui a conçu le réacteur à eau pressurisée c'est-à-dire la technologie utilisée par les deux tiers des centrales en service dans le monde. L'année suivante l'entreprise publique reprend les activités nucléaires du suisse ABB. Un nouveau géant de l'énergie atomique semble brièvement se mettre en place...

Mais en réalité l'industrie nucléaire britannique s'enfonce dans la crise à partir du milieu des années 1990. D'une part, le gouvernement retire son soutien à la construction de nouvelles centrales. Cela conduit à l'abandon des projets de réacteurs à eau pressurisée : Sizewell B reste jusqu'à aujourd'hui unique en Grande Bretagne. D'autre part, le marché de l'électricité est encombré par la multiplication de centrales alimentées par le gaz de Mer du Nord et beaucoup plus compétitives que les centrales nucléaires.
En 2002, British Energy doit appeler le gouvernement à l'aide. L'entreprise est de facto renationalisée avant d'être rachetée par EDF en 2009. De son coté, BNFL est démantelé et disparaît elle aussi en 2009, trois ans après la revente de Westinghouse à Toshiba.
Un demi-siècle après ses débuts, l'industrie nucléaire britannique cesse d'exister. Lorsque le gouvernement Blair parle de "renaissance du nucléaire", il n'a plus d'autre choix que de faire appel à des entreprises et des capitaux étrangers.


La morale de l'histoire ?


On peut tirer beaucoup de leçons du naufrage de l'industrie nucléaire britannique. Voici celles que je retiens :
  • Les filières industrielles sont mortelles,
  • Un réacteur mal conçu peut à lui seul couler une industrie florissante,
  • S'entêter dans des voies sans issues ou tenter de dissimuler la réalité sont des réactions naturelles en situation d'échec mais elles ne font qu'aggraver les choses à long-terme,
  • Posséder une part importante de nucléaire dans son mix électrique (la Grande Bretagne est 2e du G20 pour cet indicateur derrière la France) n'est pas suffisant pour assurer la pérennité du secteur.
Voilà qui peut donner à réfléchir en pleine restructuration de l'industrie nucléaire française, non ?

Publié le 2 septembre 2016 par Thibault Laconde


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


Observatoire de la fracturation hydraulique - août 2016

Chaque mois, retrouvez l'observatoire de la fracturation hydraulique : les statistiques essentielles pour comprendre l'évolution des hydrocarbures non-conventionnels et les principaux événements qui ont touché la production de gaz et pétrole de schiste.

> Télécharger la version complète en pdf

> Voir les mois précédents


Observatoire de la fracturation hydraulique : actualité internationale, données et analyse sur le gaz et le pétrole de schiste

Dans l'actualité ce mois-ci :
  • Focus : Dans le Nebraska, la justice stoppe un projet d'injection souterraine d'eaux usées, un maillon aval méconnu mais essentiel pour la fracturation hydraulique.
  • Aux États-Unis, le Colorado se prononcera par référendum sur un durcissement de sa législation en matière d'exploitation d'hydrocarbures.
  • Dans le sud de la Colombie, des heurts oppose une population inquiète aux forces de sécurité alors que le gouvernement veut encourager l'extraction de pétrole et de gaz de schiste pour compenser le déclin de sa production conventionnelle.
  • En Grande Bretagne, une entreprise accuse Russia Today de désinformation sur la fracturation hydraulique pour entretenir la dépendance européenne vis-à-vis du gaz russe.
Pour aller plus loin :
Publié le  22 août 2016 par Thibault Laconde

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


Comprendre le "contract for difference" et le montage financier du projet nucléaire d'Hinkley

Le 28 juillet, le Conseil d'Administration d'EDF se réunira pour étudier la décision finale d'investissement de la centrale nucléaire d'Hinkley Point C. Si, comme c'est probable, il donne son feu vert, la construction de 2 EPR commencera dans le sud de l'Angleterre mi-2019.
Ce projet va couter très cher : presque 25 milliards de livres, soit de l'ordre de 1.5% du PIB britannique. Et pourtant, il se fera sans investissement public... un vrai tour de force dans le contexte de forte incertitude qui accompagne le Brexit.
Comment les britanniques sont-ils parvenus à monter ce projet ? C'est ce que nous allons voir.



Au cœur du réacteur : le "contract for difference"


Le financement du projet est basé sur un contrat de différence (contract for difference ou CfD en anglais) inspiré du produit dérivé du même nom dont le secteur financier est familier.
Ce type de contrat permet à un "acheteur" et un "vendeur" de spéculer sur le prix d'un produit à une date donnée sans avoir à acheter ou vendre le produit en question : si à la date d'exécution, le prix est inférieur à celui convenu (ou strike price) l'acheteur paiera simplement la différence au vendeur, dans le cas contraire, c'est le vendeur qui paiera l'acheteur.

Dans le cas d'Hinkley Point, le vendeur est l'exploitant de la centrale : NNB Generation Company, une filiale d'EDF Energy créée pour construire et exploiter de nouveaux réacteurs en Grande Bretagne. L'acheteur est la Low Carbon Contracts Company (ou LCCC), une entreprise appartenant à l’État britannique et financée par un prélèvement sur la facture des consommateurs d'électricité.
Le contract for difference est d'une durée de 35 ans à partir de la mise en service de la centrale, il fixe un prix du mégawatt-heure à 92.5 livres sterling de 2012. Ce prix est indexé sur l'inflation et sera abaissé de 3£/MWh si de nouveaux EPR sont construits en Grande Bretagne.
Aux termes de ce contrat, l'électricité produite par la centrale d'Hinkley Point C sera vendue sur le marché de gros, si le prix du marché est inférieur au strike, la LCCC remboursera la différence à l'exploitant. Si le prix est supérieur, c'est NNBG qui reversera l'excédent à la LCCC.

Explication du montage financier de la centrale nucléaire d'Hinkley Point C : le contract for difference
Principe du "contract for difference", mécanisme utilisé pour le financement d'Hinkley Point




Un contrat trop généreux ?


Le contrat de différence n'est pas réservé à Hinkley Point ou au nucléaire. Il est largement utilisé par le gouvernement britannique pour financer les énergies décarbonées : en 2015, des CfD ont été attribués à 27 projets d'électricité renouvelable représentant plus de 2GW.
Dans cette liste, seuls les projets d'éolien off-shore et de pyrolyse/gazéification des déchets bénéficient de tarifs supérieurs à 92.5£/MWh. Sur les 27 CfD attribués en 2015, 22 ont un prix garanti inférieur à celui d'Hinkley Point : les projets solaires photovoltaïques se situent entre 50 et 79£/MWh, l'éolien terrestre entre 79 et 83, etc.

Comparaison entre le prix de l'électricité nucléaire d'Hinkley Point et celui de projets solaire, éolien ou biomasse



Rien de surprenant dès lors que le prix garanti de 92.5£/MWh pendant 35 ans fasse hurler en Grande Bretagne. D'autant qu'il est nettement supérieur au cours actuel de l'électricité, entre 30 et 40£/MWh.

Pourtant le gouvernement britannique a pris deux précautions supplémentaires pour éviter qu'EDF réalise des profits indus :
  1. Si la construction de la centrale coûte moins cher que prévu (on peut rêver !), les économies seront partagées à parts égales entre NNBG et la LCCC. Au-delà d'un certain seuil (qui n'a pas été rendu public), la LCCC empochera 75% des gains.
  2. Si le retour sur investissement est supérieur à celui prévu (11.4%), la LCCC en récupérera 30%. S'il dépasse 13.5%, la part de la LCCC passera à 60%. Ce mécanisme de gain-share restera en vigueur pendant toute l'exploitation de la centrale, même après la fin du tarif garanti. Il a été durci sous pression de la Commission Européenne : initialement le gain ne devait être partagé que au-delà de 15% de retour sur fonds propres.
Notons également que, en cas de retard excessif, le gouvernement britannique peut annuler le CfD et donc le tarif garanti. Il y a donc un vrai risque pour EDF dans la mesure où aucun des 4 EPR en construction n'a été achevé pour l'instant. La date à partir de laquelle cette annulation devient possible figure dans le contrat mais elle est protégée par le secret des affaires. Les actionnaires et les salariés d'EDF n'ont qu'à croiser les doigts...


Un précédent intéressant


Quoiqu'on pense du projet lui-même, le montage contractuel d'Hinkley Point mérite qu'on s'y attarde un instant. Il constitue en effet un précédent intéressant pour toutes les filières, trop risquées ou trop chères, qui ne peuvent pas se développer en comptant seulement sur le marché de l'électricité. Ce système ayant été validé par la Commission Européenne, il pourrait servir de modèle pour d'autres pays sur le Continent.
D'autant que la Commission fait désormais la chasse aux tarifs de rachats garantis (ou feed-in tariff), le mécanisme utilisée jusqu'à présent pour soutenir les énergies renouvelables notamment en France et en Allemagne. La différence entre les deux systèmes est subtile : pour les feed-in tariff, l'électricité est vendue au réseau à un prix convenu par avance alors qu'avec un CfD l'électricité est vendu au prix du marché puis l'écart avec le strike price compensé. Pour le reste, c'est toujours l’État qui intervient pour choisir les projets et garantir un tarif à l'exploitant, et toujours le consommateur final qui paie via un prélèvement sur sa facture d'électricité.

Les contrats de différence, comparables à celui d'Hinkley Point, pourraient donc s'imposer dans les années qui viennent comme la nouvelle méthode d'intervention des États européens dans le secteur de l'électricité. Peut-être se souviendra-t-on alors avec ironie que le pays qui a inventé le CfD fut peu de temps auparavant le plus fervent avocat de la libéralisation du marché de l'énergie...


Publié le 25 juillet 2016 par Thibault Laconde


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