Qui est responsable de l'explosion du prix du gaz ? Selon le bord de votre interlocuteur, ce sera la reprise économique, la libéralisation du marché de l'électricité, le recul du nucléaire, la Russie, la Chine... C'est le grand jeu du moment : trouver un coupable qui, surtout, vous confirme dans vos opinions préalables.
Comme ça ne risque pas de s'arrêter avec la menace d'une crise énergétique pendant l'hiver, prêtons-nous à l'exercice : Voyez-vous, le vrai responsable, c'est le climat.
Sécheresse et conséquences
L'Amérique du Sud traverse actuellement une longue sécheresse. Débutée au milieu de l'année 2018, elle a pris cette année des proportions historiques. Les conséquences du manque d'eau se font durement sentir, affectant la population, l'agriculture et l'industrie de la Terre de Feu jusqu'en Amérique Centrale. Or
la région très dépendante de l'hydroélectricité : selon l'Agence Internationale de l'Energie, 55% l’électricité sud-américaine est hydraulique. Au Brésil, première économie
du continent, on monte à 63%, et 70% en Équateur, 75% en Colombie,
presque 100% au Paraguay...
Humidité des sols en Amérique du Sud fin octobre 2020 (Source : NASA)
Avec la sécheresse qui déprime la
production hydroélectrique et l'hiver austral qui booste la demande, la
situation électrique en Amérique du Sud est très tendue depuis quelques mois. Certains pays rationnent l'électricité, d'autres remettent en service des centrales fossiles.
Résultat
: pendant l'été (qui est l'hiver là-bas), l'Amérique du Sud est devenue un
véritable aspirateur à gaz. En juillet, le Brésil et l'Argentine ont importé plus
de gaz liquéfié que la Chine. Les méthaniers au départ du Golfe du Mexique, qui en temps normal seraient venus compléter les stocks européens, sont allés vendre leurs chargement à meilleurs prix chez des sud-américains au bord du black-out.
Déjà-vu
La crise que traverse l'Amérique du Sud rappelle la sécheresse des
années 2000 en Afrique de l'Est. Là aussi des pays très dépendants de
l'hydroélectricité avait été contraints de se tourner vers des
productions fossiles, certains en payent encore le prix avec des
contrats à long-terme négociés en urgence.
Les deux cas soulignent la
vulnérabilité de l'hydroélectricité face à la variabilité pluriannuelle
des précipitations. La différence, c'est le poids économique de la
région et la mondialisation récente du marché du gaz qui donne à cette
sécheresse régionale un impact mondial.
Le développement des exportations de GNL, notamment depuis les Etats-Unis, a entrainé la mondialisation rapide du marché du gaz (source : EIA).
C'est peut-être la
principale nouveauté dans cette histoire. Il y a peu, les flux de gaz
étaient encore très majoritairement prisonniers d'infrastructures
physiques : les gazoducs vont du point A au point B et c'est tout.
Avec
le développement de la production de gaz non-conventionnels, les
Etats-Unis se sont retrouvés avec un exédent à exporter. Comme il
n'était pas vraiment possible de construire un gazoduc vers les
acheteurs potentiels en Asie ou en Europe, ils ont encouragé le commerce
du gaz liquéfié. En l'espace d'une dizaine d'années, le marché du gaz
est devenu flexible et mondial : du moment qu'il existe un terminal pour l'acceuillir, un méthanier peut être redirigé vers un acheteur mieux-disant.
Qu'en retenir ?
Je ne prétends pas que la sécheresse sud-américaine est la seule explication à l'envolée du prix du gaz en Europe. Il faut évidemment attendre d'avoir des données plus précises pour faire la part des différents facteurs. Il n'empêche qu'il est déjà possible d'en tirer deux conclusions :
D'abord, évaluer l'évolution des
précipitations en moyenne mensuelle ou annuelle, n'est pas
suffisant pour saisir toutes les conséquences du changement climatique. L'évaluation des risques climatiques passe aussi par l'étude de la variabilité basse
fréquence (sur plusieurs années voire décennies).
Ensuite, c'est une nouvelle fois la preuve qu'il n'est pas nécessaire d'être directement touché par un aléa climatique pour en ressentir les conséquences. Le climat, c'est comme comme les pandémies : on n'est vraiment à l'abri que quand tout le monde est à l'abri.
Comme vous le savez, je travaille en ce moment sur l'utilisation des projections climatiques par les entreprises et les organismes publics. Je m'intéresse particulièrement au secteur de l'énergie. D'abord parce qu'on ne se refait pas, ensuite parce que ses activités dépendent souvent directement de paramètres climatiques et que ses infrastructures sont conçues pour être exploitées plusieurs décennies et doivent donc être en mesure de supporter le climat futur.
J'ai eu l'occasion d'échanger sur ce sujet avec Sylvie Parey, ingénieure de recherche au sein du département Optimisation, Simulation, Risques et Statistiques (OSIRIS) de la R&D d'EDF. Je vous propose la restranscription de cette discussion :
Est-ce que vous pouvez commencer par expliquer votre parcours et l'historique de la prise en compte du climat par EDF ?
J'ai été embauchée par EDF en 1989 pour travailler sur les questions de changement climatique. Dès
1990, il y a eu un premier conseil scientifique qui a recommandé à EDF de s'intéresser à la question du climat et d'essayer d'en anticiper les impacts éventuels sur ses activités. A l'époque les premiers projets qui avaient été lancés étaient plutôt des projets en collaboration étroite avec la recherche académique pour bien comprendre le système climatique : quelles pourraient être ses évolutions ? Quelle est la part de la variabilité naturelle et celle du changement climatique ? Quelles sont les rétroactions positives ? Et, à coté de ces questions, est-ce qu'il est possible de faire de la prévision à plus long-terme, sur une saison par exemple ?
Des années 90 au début des années 2000, nous avons fait du développement de connaissance, de la mise en place de méthodologie plus que des applications dans l'adaptation. Même dans la communauté scientifique, à cette époque-là, on était beaucoup plus sur l'atténuation que l'adaptation. Il y a eu une toute première étude d'impact à la fin des années 90 sur l'hydrologie et la thermie d'un fleuve, avec des outils qui étaient encore assez frustres à l'époque mais qui ont donné des tendances qui se sont confirmées par la suite. Les tempêtes de 99, même si elles ne peuvent pas être reliées au changement climatique, nous ont amenés à travailler sur la caractérisation des phénomènes extrêmes. J'ai notamment travaillé avec un professeur de mathématique de l'université d'Orsay pour adapter les méthodes statistiques d'estimation des extrêmes dans le cas de phénomènes non-stationnaires.
Est arrivée la canicule de 2003. On a vu se réaliser ce qu'on avait anticipé : les vagues de chaleur plus fréquentes, plus intenses avec des conséquences sur la température de l'eau, les débits et la production… La canicule a mis au goût du jour ces questions qui étaient restées jusque là dans le domaine de la veille scientifique. Les directions opérationnelles et notamment la direction en charge du parc nucléaire ont montré un intérêt accru pour la prise en compte du changement climatique dans les processus opérationnels. En 2004, on a lancé une série de projets sur l'adaptation qui se continuent jusqu'à aujourd'hui.
Pendant cette canicule de 2003, justement, quelles ont été les conséquences pour EDF ?
Des pertes de production essentiellement. Ce qui se passe pour le nucléaire, c'est que des contraintes réglementaires nous obligent à diminuer la charge lors des événements caniculaires : EDF est tenu de ne pas réchauffer trop les cours d'eau en aval des centrales. Certaines centrales ont des limites en différences de température entre l'amont et l'aval, d'autres ont des limites fixes avec des températures à ne pas dépasser en aval du site. En 2003, ces températures étaient déjà atteintes en amont !
Vous parlez de la réglementation des rejets thermiques. Est-ce que c'est la seule vulnérabilité d'une centrale nucléaire pendant un épisode de chaleur ou est-ce qu'il y en a d'autres ?
C'est la principale, effectivement. Suite à cet épisode on a évidemment pensé à la sureté nucléaire puisque les centrales ont été conçues dans des années où le climat n'était pas le même. EDF a lancé un programme pour le parc nucléaire en exploitation, le référentiel grands chauds. Pour la partie qui me concerne à la R&D, il s'agit de ré-estimer les températures extrêmes en tenant compte des évolutions climatiques en cours et en couvrant les prochaines décennies de façon à vérifier que les installations peuvent toujours produire en toute sécurité.
Centrale nucléaire avec tours aéroréfrigérantes (source)
Quand on regarde la littérature scientifique sur le sujet, on voit que le problème qui se pose notamment dans les pays nordiques est moins celle des rejets thermiques que celle du dimensionnement des condenseurs.
Tout à fait. Il y a eu suite à la canicule de 2003 et au vu des vérifications qui ont suivi des nécessités d'adaptation à la fois de la maintenance des condenseurs et éventuellement de rajouts de plaques pour accroitre l'efficacité des échanges.
Donc ces organes ont été redimensionnés en fonction…
Des températures qu'on a calculées, oui.
Et aujourd'hui à quel extrême de température est préparé le parc nucléaire ?
Ca dépend des sites, notamment des températures d'eau qui sont calculées pour chaque centrale en fonction des températures qui ont été observées. EDF a mesuré la température de l'eau en amont de ses centrales depuis 1977 donc on a des séries assez longues. En 2003, on était encore un peu juste pour étudier les extrêmes mais elles commençaient à être assez longues et on a pu faire des études d'estimation d'extrême pour chaque site. Ces évaluations ont été faites en 2004 à l'établissement du référentiel grand chaud et elles sont réévaluées périodiquement et notamment à chaque visite décennale ce qui permet éventuellement d'adapter la centrale pour tenir compte de l'évolution des températures.
Donc le dimensionnement est fait sur des températures passées ?
En fait on identifie les tendances sur les températures passées et on extrapole ces tendances de façon à estimer les extrêmes sur les prochaines décennies. Ca c'est pour le parc en exploitation, évidemment sur les nouveaux projets c'est différent. Sur le parc en exploitation on se place à des échéances relativement proches sur lesquelles, même s'il n’est jamais très satisfaisant en tant que scientifique de tirer des tendances, on peut faire l'hypothèse que c'est une bonne approximation. En revanche quand on dimensionne un nouveau projet qui va être en exploitation jusqu'à la deuxième moitié du siècle, on ne peut pas tirer les tendances : on va chercher les résultats des simulations climatiques pour estimer les extrêmes.
Sur quels scenarios ?
Toujours le scénario le plus pénalisant, donc le RCP8.5 actuellement. C'était le A2 à l'époque.
Avec quelles projections travaillez-vous ?
L'ensemble. On fait du multimodèle. On fournit finalement une distribution possible ensuite ce sont les directions opérationnelles qui font des choix à la fois de valeur et de dimensionnement.
Et sur quelles valeurs travaillez-vous ? La médiane ?
Souvent je donne la moyenne d'ensemble et puis on a aussi souvent tendance à un peu privilégier les données françaises. On a la chance d'avoir deux modèles au CNRM et à l'IPSL donc on regarde en particulier ces deux modèles.
On a parlé de température mais il y a un autre risque pour une centrale nucléaire et une centrale thermique en général, c'est la sécheresse. Est-ce que c'est une question qui se pose ?
Oui mais pas de la même façon. Sur les débits on a effectivement des signaux qui montrent que les étiages vont être vraisemblablement plus précoces et plus sévères mais par contre là il y a des moyens d'action. Sur l'ensemble d'un bassin versant, notamment sur la Loire, il y a une coordination de l'eau qui se met en place à l'intérieur d'EDF entre les barrages en amont des centrales et les centrales de façon à optimiser les lâchers d'eau pour assurer un débit suffisant en aval pour les centrales nucléaire. C'est plus compliqué sur le Rhône où il faut organiser la coordination entre différents acteurs, à la fois côté suisse et avec la Compagnie Nationale du Rhône. Ce sont des discussions qui se font entre acteurs liés à l'énergie mais aussi plus largement avec tous les acteurs de l'eau dans le cadre des coordinations de bassin.
Ce que l'on voit lorsqu'on regarde les historiques, c'est que des problèmes se posent pour plusieurs réacteurs simultanément et généralement dans des centrales assez proches géographiquement. Cet été par exemple 4 réacteurs ont été arrêtés, 3 dans la vallée du Rhône et un à Fessenheim, est-ce que ça ne créé pas un risque supplémentaire par rapport à des arrêts "classiques", non corrélés ? Et comment gérer ce type de phénomène ?
Effectivement, ce sont des choses qu'on a commencé à regarder. Les premières études ont été faites avec des méthodes de descente d'échelle et de correction de biais un peu simplistes et on essaie de mettre en place des outils pour les approfondir.
La gestion de ce type d'événement se fait au niveau national. La production des centrales est assujettie à la demande de RTE, si RTE met en évidence que la baisse de charge ou l'arrêt d'une centrale met en danger la stabilité du réseau, il peut demander à l'exploitant de continuer la production quitte à exceptionnellement dépasser les limites de températures en aval moyennant un suivi biologique renforcé, c'est ce qui avait été mis en place en 2003. Il faut bien souligner que c'est un sujet réglementaire et que la sécurité des réacteurs n'est pas en jeu.
Nous avons parlé du risque d'interruption de la production mais la chaleur entraine aussi une baisse de rendement. Est-ce qu'elle est significative ou anticipée comme devenant significative ?
Pas à ma connaissance.
Pour de nouveaux réacteurs, est-ce que l'évolution de la température pourrait jouer sur les choix de localisation ?
Oui. Lorsque c'est possible, il faudra probablement privilégier les bords de mer. Et pour les bords de rivières, il y aura sans doute des choix technologiques à faire mais ça sort de mon domaine de compétence.
A ce sujet, il existe un choix technologique permettant d'arbitrer entre les risques liés à la température et ceux liés aux sécheresses, ce sont les aéro-réfrigérants qui limitent les rejets thermiques mais augmentent la consommation d'eau. Est-ce que c'est une question qui vous a été posée ?
Pas directement : je ne fais pas d'étude d'hydrologie. Je ne fais que fournir les données d'entrées - température et précipitations - utilisées par mes collègues hydrologues.
D'accord. Même si ce n'est pas directement votre domaine, est-ce que vous savez quelles sont les tendances qui sont anticipées pour la production hydroélectrique ?
Ce qu'on voit c'est une diminution du manteau neigeux avec une diminution de la quantité de neige et une fonte plus précoce, des étiages plus précoces et plus sévères en été et plutôt une diminution du débit à l'échelle annuelle même si ça dépend du bassin versant. Et au sein de l'année, est-ce qu'on peut s'attendre à une évolution ?
Oui, essentiellement liée à la fonte de la neige : la fonte devenant plus précoce, les étiages arrivent un peu plus tôt dans le printemps et se poursuivent plus longtemps en automne.
Est-ce que ça change quelque chose pour la production ?
En fait ça change la gestion de la production. La direction en charge de l'hydraulique gère différemment ses barrages de façon à prendre en compte ces données.
Niveau d'eau bas dans le réservoir d'un barrage hydroélectrique français en 2015 (source)
Sur les autres filières de productions, éolien, solaires, etc., est-ce que vous avez identifié des impacts potentiels ?
Pour l'instant, non pas vraiment. C'est un sujet qu'on suit de près, je fais régulièrement un état des connaissances scientifiques mais pour l'instant ça reste assez compliqué. L'impact du changement climatique sur le vent est assez incertain parce qu'il y a une grande variabilité interannuelle qui rend difficile l'identification d'un signal lié au changement climatique ou l'attribution d'un phénomène au changement climatique. Il est donc difficile d'anticiper des changements dans un sens ou dans l'autre pour le potentiel éolien.
Pour le photovoltaïque, le problème se pose au niveau des nuages qui restent une des grandes incertitudes des modèles climatiques. On a quelques études qui mettent en évidence des changements mais relativement faibles par rapport à la variabilité naturelle, cela nous encourage pour l'instant à rester en veille pour voir si les signaux se confirment dans un sens ou dans un autre et, à ce moment là, agir en conséquence.
Est-ce qu'il peut y avoir un impact sur la biomasse destinée à la production d'électricité ?
Vraisemblablement. Du moment qu'il y a un impact sur l'agriculture.
Outre la production, on peut s'attendre à ce que le changement climatique ait un impact sur la consommation. Qu'est-ce que vous pouvez m'en dire ?
En France, la part du chauffage électrique fait que les pointes de consommation sont plutôt en hiver, lors des vagues de froid. On commence à voir depuis quelques années ce qu'on appelle un gradient d'été, c'est-à-dire une augmentation de la consommation en été avec la hausse des températures, mais il reste bien moindre que le gradient d'hiver : à la pointe un degré en hiver c'est 2400MW, en été c'est 4 à 500 MW.
Et vous anticipez que ça va augmenter ?
Tout dépendra de l'équipement en climatisation en France. A équipement fixe, si les températures augmentent, la consommation deviendra plus élevée plus longtemps pendant l'été. Cette augmentation pour l'instant ne compense pas complètement les diminutions liées à la baisse de la demande en hiver. Mais il faudrait prendre en compte aussi les déterminants de la demande : comment vont évoluer les comportements ? Comment va évoluer l'équipement des particuliers et des professionnels en système de climatisation ? Ce sont des choses qui commencent à être étudiées.
Entre la production et la consommation, il y a le réseau. Est-ce que vous vous attendez à ce que le changement climatique ait des effets dans ce domaine ?
Nous n'avons plus aucun lien avec RTE qui a sa propre R&D mais nous faisons des études pour Enedis. On sait qu'en 2003 il y a eu des problèmes sur certaines lignes enterrées en section urbaine notamment à Paris avec des composants qui ne supportaient pas bien la chaleur. Sur les lignes aériennes, il y a une diminution de la charge qu'on peut passer mais je n'ai pas l'impression que ce soit identifié comme un problème à l'heure actuelle.
Est-ce qu'il y a une coordination européenne sur ce sujet compte-tenu de l'interdépendance des réseaux et de la proximité des conditions climatiques ?
Au niveau scientifique, on est impliqué dans des projets européens notamment le programme Copernicus pour essayer de proposer une base de données des données météorologiques importantes pour l'énergie, avec les observations historiques et les différentes évolutions possibles. C'est un projet qui a été initié en 2015 avec deux prototypes dans lesquels EDF a été impliqué, le projet ECEM (European Climate Energy Mixes) et Clim4Energy. Ces deux projets se sont terminés début 2018 et ont abouti à un projet d'opérationnalisation à l'horizon 2020 ou 2021.
Pour conclure, vous diriez que la question de l'impact du changement climatique dans le secteur de l'énergie arrive à maturité ou bien est-ce encore largement une terre à découvrir ?
Il y a eu une grosse prise de conscience depuis 2003 chez EDF et un peu plus tardivement à l'échelle nationale et internationale. Il y a aussi eu beaucoup d'évolutions dans la modélisation du climat, la compréhension des rétroactions, du système climatique, la résolution des modèles…
Depuis 30 ans que je travaille sur ce sujet, il y a beaucoup de progrès qui ont été faits. Et ça continue.
L’hydroélectricité représente plus des trois quarts de l’électricité renouvelable produite à travers le monde. Les avis divergent quant à la pertinence de cette technologie dans la lutte contre le changement climatique : certains considèrent que c’est une énergie propre qu’il faut encourager, d’autres, que ses impacts environnementaux représentent une menace supplémentaire pour le climat. Prenons pour une fois la question dans l’autre sens : qu’en est-il des impacts du changement climatique sur l’hydroélectricité ?
Des sécheresses préoccupantes
Qui dit hydro dit eau. La production électrique est étroitement liée aux précipitations et au débit des rivières ; toute variation climatique a des répercussions immédiates. Ainsi le Hoover Dam, un des emblèmes de l’hydroélectricité aux Etats Unis, construit sous l’égide de Roosevelt dans les années 1930, a vu sa capacité de production réduite de 2100MW à 1200MW en raison de la sécheresse qui frappe l’Ouest de ce pays. Non loin de là, l’état de Californie a vu la part de l’hydro baisser de 20% à 10% dans son mix électrique sous l’effet combiné d’une baisse des précipitations, d’un enneigement moindre et d’une fonte des glaces précoce. Ce sont alors d’autres sources d’énergie, notamment des centrales au gaz, qui viennent combler le déficit – augmentant au passage les coûts et les émissions de CO2.
Les berges à nu d’un lac de barrage EDF, août 2015 (La Girotte, Savoie). Photo CKB
Si une sécheresse peut mettre en difficulté le système électrique des Etats-Unis, dans des pays plus vulnérables c’est le blackout. En Tanzanie l’hydro a pendant longtemps constitué la principale source d’électricité. La sécheresse qui s’installe depuis le début des années 2000 a des répercussions importantes sur la production électrique et par ricochet, sur la population et l’économie du pays. En 2011, au plus fort d’une crise énergétique qui a laissé les habitants dans le noir 12 à 16 heures par jour, le FMI a dû revoir à la baisse ses prévisions de croissances pour le PIB tanzanien. En effet, le pays ne disposait pas de capacités suffisantes pour prendre la relève des centrales hydroélectriques : la seule solution est alors de procéder au délestage, c’est-à-dire de couper purement et simplement le courant pour une partie des habitants. Face à l’incertitude de l’hydroélectricité, la Tanzanie fait à présent le choix de développer sa production thermique notamment à partir de gaz naturel. Une option plus chère, plus polluante, mais considérée comme plus fiable.
Stabilité globale, fluctuations locales
A en juger par ces exemples l’avenir de l’hydroélectricité pourrait sembler compromis. Qu’en est-il au niveau global ? D’abord, il faut comprendre que les variations observées en Californie ou en Tanzanie ne peuvent pas être attribuées avec certitude au changement climatique. On a toujours connu une alternance d’années plutôt sèches et d’autres, plutôt humides. Les climatologues mettent régulièrement en garde contre les interprétations hâtives : si au niveau global le réchauffement est indéniable, au niveau local il est difficile de discerner ce qui relève de la variabilité naturelle de ce que l’on peut imputer au changement climatique. Sur le long terme, d’après le GIEC, l’impact du changement climatique sur la production mondiale d’hydroélectricité pourrait s’avérer… légèrement positif ! Mais il s’agit là d’une moyenne globale recouvrant de fortes variations au niveau régional. Les projections faites par deux scientifiques norvégiens montrent par exemple que le Canada et la Russie verraient leur potentiel augmenter d’ici au milieu du 21e siècle tandis qu’il diminuerait en Europe de l’Ouest et en Afrique australe.
En fait, pour se faire une idée des évolutions, il faut travailler à petite échelle, au niveau du bassin versant d’un fleuve. En France, la Compagnie Nationale du Rhône exploite 18 aménagements hydroélectriques entre Genève et Arles. Directement exposée aux modifications du régime hydrologique du Rhône, elle a conduit une étude très locale sur les répercussions du changement climatique sur sa production d’énergie qui conclut à une baisse de 2% à 23% du productible à l’horizon 2050. Des études similaires ont été conduites à de plusieurs endroits du globe (citons celle-ci pour les Etats Unis, celle-là pour l’Afrique du Sud) mais les experts s’accordent à dire que le phénomène n’est pas suffisamment étudié. Or les barrages sont des investissements de long terme, qui se rentabilisent sur plusieurs dizaines d’années : mieux vaut donc avoir des projections fiables du climat futur. Et si les pays les plus avancés peuvent réaliser de telles études, requérant une modélisation fine des évolutions climatiques et des phénomènes hydrologiques pour chaque grand bassin versant, les pays les plus pauvres sont loin de disposer des moyens techniques et humains nécessaires.
De plus en plus d’incertitudes sur la disponibilité de l’eau
A cela s’ajoute une autre difficulté : la production hydroélectrique est très sensible aux phénomènes extrêmes. Une crue sévère qui endommage les installations, une sécheresse pendant laquelle la centrale produit peu, peuvent remettre en cause du tout au tout la rentabilité économique d’un projet. La fréquence de ces phénomènes pourrait s’accroître avec le changement climatique, mais il est très difficile de les prédire : cette incertitude représente un risque supplémentaire.
Ne pourrait-on pas stocker l’eau des crues et l’utiliser en période de sécheresse ? Certaines installations sont accolées de grands lacs de retenue qui peuvent stocker l’eau d’une saison à l’autre, parfois d’une année à l’autre. Cependant la majorité des centrales ne disposent que d’une capacité de stockage modeste, voire, d’aucune. On parle alors d’aménagement « au fil de l’eau », c’est le cas des barrages sur le Rhône cités plus haut. En effet tous les sites ne sont pas propices à la création de réservoirs importants. Il faut des conditions géologiques et topographiques favorables – sans parler du coût, et bien sûr des impacts sur l’environnement et la population. Et avec le réchauffement, les pertes par évaporation pourraient augmenter significativement. Heureusement s’il n’est pas envisageable de construire des réservoirs à tout va, d’autres solutions techniques existent : par exemple, le Hoover Dam a bénéficié d’un programme de rénovation de ses turbines pour fonctionner plus efficacement en période de basses eaux. D’une manière générale il est possible de concevoir des centrales hydroélectriques offrant un bon rendement sur une plage de débits plus large, limitant ainsi les conséquences des variations hydrologiques.
Mais cela ne résoudra pas un autre problème, et pas des moindres : celui de la gestion de l’eau. Aujourd’hui, une même rivière est utilisée pour produire de l’électricité, irriguer des champs, alimenter une ville en eau potable, refroidir une installation industrielle… Le tout encadré – théoriquement – par des lois et des règlements stricts qui fixent à l’avance les droits à l’eau de chacun. Demain, dans un contexte de raréfaction de la ressource, comment ce cadre évoluera-t-il ? L’hydroélectricité est remplaçable, l’eau potable ne l’est pas.
A court terme, les prémisses du changement climatique ne semblent pas constituer une menace pour la filière hydroélectrique. A en juger par le nombre de barrages en construction à travers le monde, la production d’hydroélectricité devrait continuer de croître dans les années qui viennent. Mais la situation de certains pays très dépendants de l’hydro risque d’empirer – je pense par exemple au Népal dont l’électricité est produite en quasi-totalité par des centrales au fil de l’eau et où chaque année les délestages augmentent en saison sèche. D’une manière générale le risque hydrologique, à savoir l’incertitude sur les débits futurs de la rivière, va peser de plus en plus lourd. Voire, à terme, détourner les investissements vers d’autres technologies jugées plus sûres ?
Publié le 15 octobre 2015 par Clara Kayser-Bril
Clara Kayser-Bril est ingénieur, spécialiste de l’accès à
l’électricité dans les pays en développement. L’impact environnemental
du système énergétique mondial est une problématique à laquelle elle
s’intéresse particulièrement : peut-on concilier énergie pour tous et
développement durable ?
(Cet article est proposé par Local Energy Network, une ONG française spécialisée dans l'accès à l'énergie)
Avec les élections de novembre dernier, le Népal entre dans une nouvelle ère démocratique dont on espère qu’elle marquera la fin de près de deux décennies d’instabilité politique. La priorité est désormais au développement socio-économique de ce petit pays himalayen enclavé entre la Chine et l’Inde, ce qui implique d’abord de remédier au déficit d’infrastructures modernes.
Mais alors que de nouvelles promesses ont été formulées par le gouvernement, les népalais attendent toujours les solutions concrètes pour résorber la crise énergétique qui paralyse le pays.
Un potentiel hydraulique inexploité
Pour répondre à la demande tout en évitant une défaillance du réseau, des coupures de courants sont planifiées, allant parfois jusqu’à la moitié de la journée dans un quartier de la capitale. Si vous vous rendez bientôt à Katmandou, le planning est d’ailleurs consultable ici . Dans le Népal rural, c’est plus d’un quart de la population qui reste totalement dépourvue d’accès à l’électricité.
Si le Népal peine à fournir l’énergie nécessaire à son développement ce n’est pas faute de ressources: 14 des plus grands fleuves du monde prennent leurs sources sur le toit du monde, offrant un véritable gisement d’électricité hydraulique au Népal. Pourtant seul 3% de ce potentiel est aujourd’hui exploité : la capacité de production installée est d’à peine 1GW pour 30 millions d’habitants, soit 100 fois moins que la France.
Je suis ingénieur et consultant, spécialiste des risques climatiques avec une inclinaison pour l'énergie. Depuis 2011, ce blog m'accompagne dans ma réflexion. Vous y trouverez des explications simples sur des sujets compliqués, du fact-checking et parfois quelques idées neuves.
