La loi de transition énergétique, votée récemment aura si elle est appliquée des conséquences économiques et financières considérables. Est-elle réaliste ? c’est ce que je vais essayer d’expliquer .

La loi de transition énergétique et ses conséquences !

La loi de transition énergétique votée récemment a pour but officiel de réduire la consommation d’énergie, de réduire le gaspillage énergétique et les émissions de « gaz à effet de serre » (GES) principalement le CO2. En réalité, le but des écologistes, à l’origine de cette loi, est de s’attaquer directement à l’énergie nucléaire par le biais d’un nouveau mixe énergétique basé sur le développement des énergies intermittentes qualifiées de « renouvelables ».

Il s’agit en effet dans un premier temps de « stabiliser » la puissance de production nucléaire à sa valeur actuelle (63 GW), ce qui signifierait la fermeture d’anciens réacteurs en cas de mise en service de nouveaux et dans un 2^ème temps de réduire la part du nucléaire dans la production électrique de 75 à 50%. Si cette loi venait effectivement à être appliquée, elle entrainerait des conséquences économiques financières et énergétiques catastrophiques !.

1 – Puissance nucléaire constante

La France dispose actuellement de 58 réacteurs à eau pressurisée, soit une puissance installée de 63,13 GW (49,3% de la puissance totale) et qui a fourni en 2014 404 TWh, soit 73% de notre production électrique. Un réacteur de 3^ème génération de type EPR (de puissance 1650 MW) est en construction à Flamanville et devrait être mis en service en 2017. Selon la loi, EDF devra alors fermer plusieurs réacteurs nucléaires pour maintenir les 63 GW. Ce pourrait être les 2 réacteurs de 900MW les plus anciens ceux de Fessenheim. Est-ce possible ? Oui, serait-ce utile ? Économiquement non… Pourquoi ?

1. Ces réacteurs sont en parfait état, des travaux importants ont été réalisés pour les mettre au niveau des dernières mesures de sécurité prises après Fukushima. Ils peuvent encore fonctionner au moins une dizaine d’années.
2. Pour un coefficient de production de 85% (soit une puissance effective de 1530 MW) ils produisent chaque année 13,4 TWh (pour un coût de l’ordre de 40€/MWh), soit en 10 ans 134 TWh ce qui représente sur le marché européen de l’énergie électrique (et pour un prix de vente moyen de 60€/MWh) une somme totale de plus de 8 milliards d’euros de manque à gagner pour EDF.

Il faut savoir en effet que la plupart des pays européens sont en déficit de production, que l’électricité nucléaire française est un apport indispensable et 13,4 TWh trouveraient aisément des clients (qui pourraient réduire leur production thermique).De plus disposer de 13,4 TWh de plus par an permettrait à la France d’importer un peu moins en hiver (à des coûts extrêmement élevés, de plusieurs centaines d’euros le MWh).On voit donc que le coût de cette loi serait largement supérieur à 10 Mds€ pour le manque à gagner d’EDF, qu’il faudra dédommager selon la récente décision du Conseil d’Etat.

 

2 – Réduction de la part du nucléaire à 50%

Il faudra produire environ 150 TWh par d’autres moyens. Lesquels ? Il est envisagé de recourir aux énergies intermittentes, c’est-à-dire les énergies éolienne (terrestre et en mer), solaire et hydraulique (et éventuellement hydrolienne !).

Avec ses 5,3 GW de panneaux photovoltaïque, le solaire n’a produit en 2014 que 5,9 TWh (pour un coût de plus de 200€/MWh) et il est illusoire de croire qu’il puisse en produire beaucoup plus.

Les hydroliennes (400€/MWh) ne sont et ne seront qu’anecdotiques.

L’énergie hydraulique est utilisée essentiellement pour compenser les fluctuations de consommation en raison de sa grande souplesse. Mais elle ne pourrait pas produire en permanence au maximum de ses capacités compte tenu des volumes d’eau stockés limités (sauf pour les barrages « au fil de l’eau » mais que ne représentent qu’une faible part de notre parc).

Restent donc les éoliennes. Actuellement les 5000 éoliennes installées représentent 9,1 GW et en 2014 ont produit 17 TWh (avec un tarif d’achat imposé de 90€/MWh).

Peuvent-elles produire les 150 TWh nécessaires ? (sachant que l’on ne peut pas stocker l’énergie électrique sauf de manière très limitée et très coûteuse).

Un calcul simpliste montrerait qu’en multipliant par 9 environ le nombre d’éoliennes (soit près de 30.000 éoliennes de 3MW) on produirait ces 150 TWh (pour un coût d’investissement de plus de 86 milliards d’euros et un coût de production annuel compris entre 10 et 14 Mds€ selon que l’on prend le prix de revient ou le tarif d’achat, soit plus du double du nucléaire).

Mais ce calcul est faux… En effet il ne tient compte que de la puissance moyenne qui ne représente en réalité que 21% de la puissance installée. En effet, ces 86 GW d’éoliennes fourniront bien ces 150 TWh mais de manière aléatoire et imprévisible, la puissance instantanée pouvant varier brutalement entre 4 et 60 MW !(*) D’où par moment des sur–productions dont il faudra se débarrasser et surtout des sous-productions qui ne pourront subvenir aux besoins.

(*) Pour l’ensemble des parcs éoliens, quel que soit le pays, on observe que la puissance produite varie de manière aléatoire entre 5% et 70% de la puissance installée, selon la force du vent.

Que faire ? Faire en sorte que la production garantie (5% de la puissance théorique) soit suffisante ? Absurde, il faudrait 360 GW soit près de 120.000 éoliennes ! (coût de l’investissement 360 milliards d’euros pour une durée de vie de 15 à 20 ans !)(**) Et que faire de l’excès titanesque de production à certains moments ?

(**) 360 Mds€ représente le coût de plus de 50 réacteurs EPR pouvant produire annuellement de manière régulière et prévisible 650 TWh et ceci pendant plus de 60 ans…

Une seule solution, compléter les éoliennes avec des centrales thermiques au charbon ou au gaz.

On arriverait alors à une solution où sur les 150 TWh nécessaires, 35 TWh seraient fournis par l’éolien et 115 TWh par le thermique à flamme (qui actuellement ne produit que 44 TWh) !

Conclusion : les conséquences seraient

1 – multiplier par 2 le nombre d’éoliennes tout en doublant la production thermique (avec la construction de nouvelles centrales qui ne fonctionneront au plus que 80% du temps).

2 – un coût de production plus cher, de nouveaux investissements (centrales thermiques, éoliennes et lignes à haute-tension) et des importations de charbon et de gaz qu’il faudra doubler.

3 – Sortir du nucléaire ?

Rêve de certains écologistes et entretenu par des études fantaisistes de l’ADEME, organisme officieux des anti-nucléaires financé par le contribuable.

Déjà réduire à 50% serait une absurdité alors à 0% !

Selon le numéro de septembre 2015 de Science et Vie (revue de vulgarisation scientifique qui est à la science ce que Gala est au Monde Diplomatique) il suffirait de multiplier par 10 le nombre d’éoliennes (17 TWh multipliés par 10 ça ne ferait jamais que 170 TWh…), par 11 le nombre de panneaux solaire (5,9 TWh par 11 ça ne ferait que 65 TWh…) et par 1,1 notre parc hydraulique… En 2014, celui-ci a fourni 75 TWh mais de manière très intermittente, uniquement pour assurer des pointes de consommation. La puissance totale étant de 75 GW, il serait susceptible de produire 220 TWh (et même en augmentant de 10% ses capacités on n’en serait encore qu’à 245 TWh…) on arrive effectivement en les ajoutant pas loin des 440 TWh nécessaires ! Mais à quel prix ! Et tout cela en oubliant  que 1 – l’éolien et le solaire ne produisent que de manière intermittente et imprévisible, 2 – que les capacités hydrauliques sont liées à la quantité d’eau stockée et donc ne peuvent fournir en permanence et que 3 – on ne stocke pas l’énergie électrique (*)!

La seule solution à la sortie du nucléaire : construire des dizaines de centrales thermiques au charbon (qu’il faudra importer) comme le fait l’Allemagne. Nous aborderons cette question dans le prochain chapitre.

(*) La seule solution efficace pour stoker l’énergie électrique est la station de transfert énergétique par pompage (STEP) qui consiste à utiliser de l’énergie électrique en excès pour pomper de l’eau vers un lac supérieur et de restituer cette énergie électrique par turbinage en cas de besoin. Outre le fait que le rendement global étant de 50% et donc qu’il faudra consommer 2 kWh pour en produire 1 seul (donc 2 fois plus cher), les capacités de stockage sont limitées 1 – en puissance, 4 GW pour la France pour un parc de production de 128 GW et 2 – en capacité de production en fonction de la capacité en eau du lac supérieur…

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on a vu dans le chapitre précédent comment le gestionnaire devait prévoir la consommation du lendemain et définir ainsi les moyens de production à mettre en oeuvre.

mais comment ajuster en permanence production et consommation ?  Ce chapitre termine le dossier “comprendre l’électricité” ; nous aborderons ensuite les conséquences économiques de la loi de transition énergétique.

Comprendre l’électricité et sa production

5^ème partie – distribution et réseau électrique

 

1 – Le réseau électrique

L’énergie électrique est produite par un certain nombre de centrales thermiques, nucléaires (19 centrales et 58 réacteurs) et « à flamme », de barrages hydrauliques plus quelques milliers d’éoliennes réparties dans des centaines de parcs (et quelques dizaines de millions de panneaux photovoltaïques). Toutes ces centrales sont reliées entre elles par un vaste réseau de transport constituées par les lignes à très haute tension, haute tension, moyenne tension et pour finir basses tensions.

Figure 1 – Schéma d’une ligne électrique

Composants électriques dans un poste (A : côté primaire B : côté secondaire)

1. Ligne électrique primaire 2. Câble de garde (protection de la ligne contre la foudre) 3. Ligne électrique 4. Transformateur de tension 5. Sectionneur 6. Disjoncteur

7. Transformateur de courant 8. Parafoudre 9. Transformateur (de puissance) 10. Bâtiment secondaire 11. Clôture 12. Ligne électrique secondaire

 

 

Figure 2 – Ligne à haute tension   Le câble violet est le câble de garde. Ces pylônes supportent 2 ternes, chacune constitué des 3 phases. Chaque phase est supportée par un isolateur

 

La longueur totale de ces lignes est de 1.328.300 km dont 104.300 km de lignes haute tension, 596.000 km de lignes moyenne tension et 628.000 km de lignes basse tension.

Les lignes à haute tension sont constituées de 21.370 km de lignes à 400 kV et 26.490 km de lignes à 225 kV. A l’échelle régionale on trouve 56.440 km de lignes à 90 kV, 63 kV et 45 kV.       Figure 3 – Carte des lignes haute tension 400 kV

Le réseau moyenne tension est à 20 kV et le réseau basse tension est constitué de lignes à 600 V, 400 V (triphasés) et pour finir 230/240 volts.

Le coût d’une ligne 400 kV est de l’ordre de 1 M€ le km en voie aérienne et entre 7 et 12 M€ le km enterrée (n’espérez pas donc voir un jour la totalité des lignes haute-tension enterrée !).

Les pertes par effet Joule sont inversement proportionnelles à la tension au carrée. Pour une ligne en courant triphasée, les pertes par phase sont données par la relation :

Pour une ligne de 100 km les pertes sont de 1% à 200 kV et 0,25% à 400 kV. En 2005, pour une production annuelle de 509 TWh les pertes totales ont été d’environ 12 TWh soit près de 2,5% de la production.

Les pays européens sont interconnectés pour favoriser des échanges, le prix de l’électricité étant régi par une bourse selon la loi de l’offre et de la demande. Cela représente 450 millions de consommateurs.

Grâce au parc nucléaire la production électrique française est très largement excédentaire. Les exportations ont été en 2014 de 92,4 TWh, en particulier vers l’Italie, la Belgique et la Grande Bretagne. Elles ont été plus équilibrées avec l’Espagne et la Suisse. Les importations ont représenté 27,3 TWh essentiellement venant de l’Allemagne. Le solde très positif est de 65,1 TWh, plaçant la France comme 1er exportateur mondial. .

 

Remarque n°1 :

• Une réduction à 50% de la production nucléaire nous priverait de 150 TWh d’électricité économique et de toute possibilité de pouvoir exporter (et avec la nécessité d’importer, à condition de pouvoir encore en trouver !).
• Le développement et la multiplication des parcs éoliens (terrestre et en mer) nécessitera le développement de très nombreuses lignes haute et moyenne tension dont le coût global est estimé de 30 à 50 milliards d’euros.

Les réseaux électriques présentent des structures variées, maillées, bouclées ou radiales et arborescentes, le but étant d’assurer la plus grande sécurité d’approvisionnement et de pouvoir délester une ligne surchargée vers d’autres lignes.

Remarque n°2 : Pour faire face au transport de fortes puissances électriques sur de très grandes distances, une nouvelle technologique se développe rapidement : La technologie HVDC (High Voltage Direct Current). Au Brésil par exemple une ligne de 1500 km amène le courant des grands barrages vers la côte (le Brésil possède la plus longue ligne aérienne  de 2350 km la Rio Madeira). En Chine ce sont des lignes de plusieurs milliers de km sous 800 kV.

Cette technologie HVDC est fiabilisée et industrialisée par les principaux acteurs de l’électrotechnique de puissance: ABB, Siemens, Alstom (technologie LCC Line Commutated Converter). 

L’intérêt d’une ligne en Courant Continu est de pouvoir relier des réseaux à courant alternatif non synchrones ou deux réseaux à courant alternatif sans qu’il soit besoin de les synchroniser en phase et en fréquence.  Elle permet également d’éviter les « effets de peau » dus aux courants alternatifs et qui entraînent une résistance supplémentaire. C’est cette technologie qui a été adoptée dans le cas de certains parcs éoliens « en mer » allemands situés à 80 km de la côte.

 

La puissance (900 MW) est transportée sous 320 kV en courant continu.

.  La technologie “classique” est à thyristors, mais une nouvelle technologie est en développement: VSC (Voltage Source Converter), qui utilise des transistors IGTB (insulated Gate Bipolar Transistors). 

 

2 – Comment est régulé le réseau ?

Toutes les centrales de production électriques étant connectées à un réseau commun à tous les pays européens, il est indispensable que tous les alternateurs soient synchronisés entre eux c’est-à-dire qu’entre les tensions produites il n’y ait aucun déphasage.

Pour cela lors de la mise en réseau d’un alternateur, une opération de synchronisation avec le réseau est opérée automatiquement.

La consommation étant irrégulière et la production devant suivre ces fluctuations, comment l’ajuster en temps réel ?

Une instabilité généralisée du réseau peut conduire à des dégâts matériels (côté production, transport, distribution et clients) et/ou à la mise hors tension d’une partie ou de l’ensemble du réseau (blackout).

 

En cas consommation supérieure à la production il peut y avoir une perte rapide du synchronisme sur les alternateurs avec un risque de délestage ou de black out comme dans le cas du délestage massif de l’Italie en 2003.

Si la production est supérieure à la consommation, il peut y avoir dans ce cas une accélération des machines synchrones qui produisent l’électricité et un emballement pouvant conduire également à un black out par l’intermédiaire de protections fréquencemétriques.

Cette situation est connue des systèmes électriques insulaires où la surproduction notamment éolienne entraîne parfois des fréquences « hautes » sur les réseaux, par exemple 54 Hz en Guadeloupe lors de l’été 2008 avec une forte production éolienne en plus de la production centralisée de l’île.

 

Deux paramètres fonction du temps doivent être particulièrement surveillés :

• la fréquence, qui est une grandeur scalaire et dont le réglage est assuré en agissant sur des puissances actives à l’échelle globale ;
• la tension, qui est une grandeur vectorielle (une valeur en chaque point de connexion des lignes) et dont le réglage est assuré en agissant sur des puissances réactives à l’échelle locale.

 

Le premier paramètre, lié à la puissance active (Cf. chapitre 2) qui va permettre cette régulation c’est la fréquence du réseau qui est de 50 Hz en Europe. Lorsque la consommation augmente, cette énergie supplémentaire est prise sur l’énergie cinétique des rotors, ce qui freine les alternateurs, la vitesse va diminuer (légèrement !) et donc également la fréquence (de quelques centièmes à quelques dixièmes de Hz). Il faut alors augmenter la puissance de production pour combattre ce ralentissement et rétablir la fréquence. En cas de diminution de la consommation, la vitesse du rotor augmente, la fréquence croît et pour la rétablir il faudra réduire la puissance apportée à l’alternateur.

La variation admissible de la fréquence est de ± 0,5 Hz. Cette correction peut se faire en plusieurs étapes. Une première correction, dite « primaire » est automatique et intervient en moins de 30 secondes. Chaque groupe de production possède un réglage automatique de sa vitesse, permettant d’ajuster la puissance en fonction de la fréquence du réseau et peut ainsi s’adapter rapidement. Une deuxième étape, dite « secondaire » intervient dans les premières minutes pour supprimer l’écart résiduel et compenser les variations au niveau des différentes régions. Enfin si la correction secondaire est insuffisante une troisième correction manuelle dite « tertiaire » doit intervenir au plus dans les 30 minutes grâce à des mécanismes d’ajustement entre producteurs. En cas de variations importantes de la fréquence, on risque un effacement de certains groupes de production par sécurité, ce qui risque d’aggraver le problème et de conduire à un « blackout ».

Il faut également stabiliser la tension qui varie aussi en fonction de la consommation (mais qui elle est associée à la puissance réactive). Un réseau électrique chargé engendre une baisse de tension et un réseau à vide engendre une surtension. Ces surtensions peuvent provoquer des détériorations des installations couplées au réseau alors que des sous-tensions provoquent une augmentation de l’intensité électrique et donc des pertes en ligne.

La fréquence de rotation étant imposée, le réglage de la tension ne peut se faire qu’en agissant sur le courant d’excitation de la machine synchrone (alternateur) qui produit ou consomme de la puissance réactive.

Là aussi on peut distinguer un réglage primaire à l’échelle locale, un réglage secondaire à l’échelle nationale et un réglage tertiaire, manuel, effectué au niveau du dispatching.

Le développement des énergies renouvelables aléatoires comme l’éolien et le solaire posent de plus en plus des problèmes de stabilité du réseau, en particulier en Allemagne qui possède une puissance installée importante (plus de 60 GW) et qui oblige les centres de contrôle à procéder journellement à de nombreuses redirections vers d’autres pays européens, des délestages ou des fermetures momentanées de parcs éoliens pour éviter des surtensions et des surcharges sur le réseau.

Mais que l’on se rassure, même si l’électricité n’est pas injectée sur le réseau et mise « à la poubelle », elle est payée au promoteur au prix fort…

En France la puissance éolienne installée n’est encore que de 9GW mais gardons espoir, les projets de manquent pas et les risques de coupure, blackout … ne sont pas loin.

Il existe également des transformateurs déphaseurs qui permettent de créer un déphasage entre leurs tensions d’entrée et de sortie. Cela a pour objectif de soulager un réseau surchargé. Le réseau de transport d’électricité est maillé ; l’électricité emprunte naturellement et préférentiellement les lignes de moindre résistance électrique. Cela explique que certaines lignes peuvent être saturées alors que d’autres lignes desservant la même zone peuvent être sous-utilisées.

En « forçant » le passage de l’électricité sur une ligne électrique plutôt que sur une autre, le transformateur déphaseur permet d’optimiser les lignes les moins empruntées et donc de soulager les lignes saturées. Grâce à cette meilleure répartition des transits sur les lignes, le réseau de transport d’électricité peut être exploité au maximum de ses capacités techniques. Ils sont aussi de plus en plus utilisés par les pays voisins de l’Allemagne pour pouvoir s’isoler des productions « invasives » d’électricité éolienne !

Sur le plan technique, un transformateur déphaseur est constitué d’un transformateur connecté en triangle et en parallèle aux systèmes d’entrée et d’un transformateur connecté en série. Les deux ont des noyaux magnétiques séparés et des cuves séparées.

Un changeur de prises permet de régler le déphasage souhaité.

 

Complément : Production électrique des éoliennes et couplage sur le réseau

Une éolienne est une unité de production de faible puissance, entre 3MW pour les éoliennes terrestres et 8 MW pour les plus puissantes éoliennes en mer (« off-shore ») actuelles.

La particularité d’une éolienne est d’être tributaire du vent dont la force et la direction varient constamment, ce qui pose des problèmes de connexion sur le réseau.

Les pales tournant à une faible vitesse, environ 20 tours par minute (soit pour l’extrémité d’une pale de 45m de long une vitesse d’environ 400 km/h !), deux solutions sont possibles, le générateur synchrone (c’est-à-dire un alternateur) soit un générateur asynchrone ou générateur à induction. Dans les 2 cas, la tension de sortie est de 690 volts puis à l’aide d’un transformateur amenée à 20 ou 30 kV pour le couplage au réseau.

1. Le générateur synchrone

Dans ce cas, la liaison est directe entre le rotor (qui est constitué soit par des électroaimants, soit plus généralement par des aimants permanents à forte aimantation) et le moyeu de l’hélice. L’énergie électrique est générée au niveau du stator. Compte tenu des variations de la vitesse de rotation il est nécessaire d’introduire à la sortie de l’alternateur un convertisseur de fréquence afin de synchroniser la fréquence à la sortie de l’éolienne avec celle du réseau. Ce convertisseur est constitué d’un premier étage redresseur à base de thyristors (qui génère donc un courant continu) puis d’un deuxième étage constitué par un onduleur qui recrée un courant alternatif à la fréquence de 50 Hz. Le courant ainsi généré est d’assez mauvaise qualité (distorsion harmonique par ondes carrées) et doit être filtré.

		Ces éoliennes sont relativement compactes au niveau de la nacelle, ont un assez bon rendement et peu bruyantes. La vitesse variable peut être utilisée pour stocker momentanément en cas de coups de vent violents une partie de l’énergie cinétique. On peut aussi plus facilement gérer la puissance réactive. Les principaux inconvénients sont d’une part le coût du convertisseur de fréquence et la perte d’énergie liée à ces transformations successives.   Eoliennes Enercon à générateur synchrone

1. Le générateur asynchrone (ou générateur à induction)

Le générateur asynchrone est identique sur le principe au moteur asynchrone, très largement utilisé et qui équipe en particulier l’électroménager. Dans un moteur asynchrone, le rotor est constitué d’une série de lames conductrices distribuées autour de l’axe (d’où le terme de « cage d’écureuil ») et reliées aux extrémités par deux anneaux.

Stator et rotor	Rotor en cage d’écureuil

Le stator est alimenté par le réseau électrique (triphasé pour les applications industrielles) et engendre un champ magnétique tournant selon la fréquence du réseau (50 Hz ou 1500 tr/mn).

Principe du moteur asynchrone Le champ magnétique tournant du stator engendre au niveau des éléments du rotor (en cage d’écureuil) des courants induits qui à leur tour créent un champ magnétique qui provoque l’apparition de forces entrainant la rotation du rotor. La vitesse de rotation est légèrement inférieure à la vitesse de rotation du champ magnétique tournant (« glissement »)

Dans le cas du moteur où le rotor tourne moins vite que le champ magnétique tournant (« hyposynchrone ») il y a consommation d’énergie. Mais si au contraire le rotor tourne plus rapidement (« hypersynchrone ») par un entraiment extérieur, il y a production d’énergie et le moteur devient générateur. La différence de vitesse entre les deux est très faible (quelques %)

C’est ce qui est utilisé dans une grande majorité d’éolienne. Comme le stator est alimenté par le réseau, la fréquence du courant ainsi créée est compatible avec celle du réseau et le générateur peut être couplé directement.

Cependant, l’arbre relié aux pales tournant à des vitesses beaucoup plus faibles (environ 20 tr/mn), il est nécessaire d’intercaler entre le moyeu de l’arbre et le générateur un multiplicateur (c’est-à-dire une série d’engrenages) qui multiplie d’un facteur 70 environ la vitesse de rotation pour obtenir une valeur proche de 1500 tr/mn. Une des conséquences est d’augmenter la longueur de la nacelle.

Le principal avantage du générateur asynchrone sur l’alternateur synchrone est le coût plus faible. La maintenance est également facilitée (d’où son usage généralisé pour les éoliennes off shore). Il est également aisé de transformer l’éolienne en « ventilateur » en la découplant du vent et en transformant le générateur en moteur, ce qui est très utile pour maintenir l’éolienne en état en cas de longue absence de vent (et pour des raisons … disons commerciales… mais ce ne peut être que des ragots naturellement !)

 

Les inconvénients sont liés essentiellement à la présence du multiplicateur qui d’une part offre une résistance au mouvement et donc qui nécessite des vents plus importants pour démarrer l’éolienne (et qui diminue le rendement) et d’autre part la présence d’une grande quantité d’huile avec des risques de fuites, sans oublier le bruit, plus important qu’avec une éolienne « synchrone ».

 

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Bon le plus dur est passé… abordons les aspects pratiques, d’abord comment on programme la production en fonction de la consommation…

Comprendre l’électricité et sa production

4^ème partie – production électrique et consommation

L’énergie électrique ne peut se stocker sauf de manière très limitée et donc la règle de base dans ce domaine c’est d’ajuster le mieux possible la production à la consommation (à quelques % près).

Or la consommation est très variable et l’on peut distinguer des cycles de consommation journaliers, hebdomadaires et annuels assez bien reproductibles.

	Cycle journalier
	Cycle hebdomadaire
	Cycle annuel

Figure 1 – Exemples de cycles de consommation d’énergie électrique en France

Ainsi au cours de la journée on observe un creux important durant la nuit et un pic de consommation vers 19h ; au cours de la semaine le weekend présente une baisse sensible par rapport aux autres jours ; durant l’année la consommation est beaucoup plus élevée en hiver (en raison en particulier du chauffage électrique) et plus faible en été (période de vacances et une climatisation encore peu répandue) avec un minimum très marqué le 15 août. Il est donc nécessaire de prévoir précisément la courbe de consommation afin de mettre en service les moyens de production adéquats.

La France dispose d’un parc de production d’environ 128 GW qui se répartit entre divers moyens de production, constitué à 50% de centrales nucléaires, de20% de centrales thermique à flamme (charbon, fioul et gaz) et de 30% d’énergies renouvelables, principalement d’énergie hydraulique (20%).

Figure 2 – Parc de production électrique français en 2013–          Nucléaire :      63,130 GW –          Thermique :    25,576 GW                charbon          6,341 GW                fioul                 8,779 GW               gaz                 10,456 GW –          Hydraulique :  25,404 GW –          Eolien :               8,143 GW –          Solaire PV:         4,298  GW –          Autres EnR :      1,478 GW            (EnR :  39,323 GW)

Pour prévoir la consommation, RTE doit déterminer chaque jour la courbe de consommation du lendemain. Cette courbe est obtenue à partir des prévisions météorologiques et doit tenir compte du calendrier. Pour cela la France est divisée en 7 régions et la journée en 48 périodes de 30 minutes.

Figure 3 – Carte des régions françaises pour le calcul de la consommation électrique.

Il faut d’abord tenir compte de la température : une variation de ± 1°C par rapport à la normale et c’est 2.100 MW en hiver et 500 MW en été qu’il faut en plus ou en moins.

La luminosité du ciel joue un rôle important. La nébulosité est divisée en octa : de 0 pour un ciel dégagé à 8 pour un ciel couvert. Son influence est de 650 MW par octa.

Le jour de la semaine, de l’année, les jours fériés, la tarification etc. jouent un rôle important également.

A partir de toutes ces données RTE calcule la courbe théorique de consommation du lendemain, demi-heure par demi-heure et détermine les moyens de production à mettre en œuvre pour y faire face. Le lendemain, à 14h30 les prévisions sont actualisées en fonction de la courbe réelle de consommation observée jusque-là.

Figure 4 – Courbes prévisionnelle et réelle relatives au 16 novembre 2010.  La courbe en bleu représente la consommation calculée le 15 novembre pour le 16, la courbe en orange la consommation réelle et la courbe en vert la nouvelle courbe prévisionnelle corrigée à 14h30. A 21h45 la puissance demandée était de 65.321 MW, la prévision initiale de 66.750 MW et la prévision corrigée de 65.250 MW.

La figure suivante montre à deux moments d’une journée hivernale les moyens de production qui ont été mis en œuvre :

Au milieu de la nuit (faible consommation) la puissance consommée n’était que de 72,75 GW, essentiellement fournie par les centrales nucléaires ; à 19h au moment du pic de consommation la puissance nécessaire avait atteint 94,2 GW (+30%) ; si la part du nucléaire a légèrement augmenté il a fallu faire appel aux autres moyens de production, en particulier à l’hydraulique, aux moyens de pointe et au fioul. L’éolien n’a joué qu’un rôle secondaire et on a dû importer.

De fait, les moyens de production sont classés entre les moyens de production de base, utilisés en permanence et qui en France sont fournis par les centrales nucléaires, les moyens de semi-base qui assument les fluctuations normales et les moyens de pointe pour faire face aux pics de consommation. Eventuellement dans les cas de pics très importants on peut importer.

Production nucléaire	Production thermique « charbon »
Production hydraulique	Productions « gaz »(en haut) et fioul (en bas)

Figure 6 – Octobre 2012 – Evolution des moyens de production mis en service au cours du mois

La figure 6 montre les variations de la production électrique durant le mois d’octobre 2012 selon les différents moyens de production (compte tenu d’un fort refroidissement vers la fin du mois qui a entrainé une augmentation sensible de la consommation).

On constate que la production nucléaire est stable avec cependant vers la fin du mois un léger accroissement de sa production (passant de 40 à 48GW). Pour les centrales thermiques fonctionnant au charbon on constate une utilisation continue mais avec des variations importantes en fonction de la journée et de la semaine. Les centrales thermiques au gaz et au fioul ne sont utilisées que très rarement et ponctuellement. Enfin l’énergie hydraulique constitue le moyen d’ajustement le plus efficace et le plus utilisé.

Il faut en effet tenir compte des spécificités particulières des différents moyens de production. Un réacteur nucléaire peut voir sa puissance modulée jusqu’à 25 à 30% mais s’il peut être arrêté rapidement sa remise en fonctionnement est longue et délicate, et demande plusieurs semaines… Une centrale thermique au charbon est plus souple mais on évite de l’arrêter complétement, sa remise en service prendra également un certain temps. Les centrales thermiques au gaz et au fioul sont beaucoup plus souples et seront utilisées aux périodes de pointe de consommation. Quant à l’énergie hydraulique elle est de loin la plus souple et peut être mise en service ou arrêtée instantanément.

La place de ces différentes sources dans la production est montrée par la figure 7.

Figure 7 – Production électrique française (2014) La production de base est assurée par les centrales nucléaires (73,3%) ; l’hydraulique assure avec 13,7% la 2ème part de la production ; le thermique à flamme vient en 3ème position avec 8,1% et enfin les énergies renouvelables avec moins de 5%.

 

L’arrivée des énergies renouvelables éoliennes, par nature imprévisibles et avec des productions extrêmement variables (à l’échelle de l’heure ou moins) pose un sérieux problème aux gestionnaires. Quant au solaire photovoltaïque sa production (très variable d’un jour à l’autre d’un facteur 10) est concentrée principalement entre 11 et 13h. Les surproductions intempestives (mais qui ponctuellement peuvent être importantes) doivent être évacuées quoi qu’il arrive… Elles sont alors soit bradées sur le marché libre, soit « vendus » à des prix négatifs (jusqu’à – 500€/MWh) à des utilisateurs pouvant les absorber. Pour la France et l’Allemagne il s’agit de la Suisse et de l’Autriche qui possèdent de fortes capacités de production hydraulique très souples ; pour le Danemark qui a développé une forte production éolienne, la moitié de cette production est cédée à la Norvège. Dans les cas extrêmes, la solution est de tout simplement effectuer un délestage (en 2013 en Allemagne 550 GWh d’électricité renouvelable ont été ainsi perdus).

Exemple de l’évolution de la production électrique en Allemagne en septembre- octobre 2009 selon le mode de production et évolution du prix de l’électricité sur le marché (EPEX Spot). 30 septembre, 6 octobre : peu de vent et le prix de vente a dépassé les 100 €/MWh mais le 4 octobre en raison d’une forte production éolienne le prix a atteint un prix négatif de -500€/MWh !

 

La solution envisagée pour répondre à une production importante d’énergie renouvelable dans les années futures est de développer un nouveau compteur électrique pour les particuliers (Linky) qui permettra au distributeur de délester l’usager en fonction des variations de la production… (Et avec un coût de plusieurs milliards d‘euros à la charge du consommateur). Plutôt que d’adapter la production à la consommation c’est la consommation qui devra s’adapter à la production ! Faudra penser pour les hivers futurs à acheter des pulls bien chauds !

 

Complément : Stockage de l’énergie électrique

On ne peut pas stocker directement l’énergie électrique mais seulement par des moyens détournés :

En 2010, alors que la puissance mondiale totale de production électrique était de 4.400 GW, les capacités de stockage n’étaient que de 141 GW, (dont 4,2 GW pour la France) soit 3% de la puissance de production.

Ces moyens sont essentiellement associés aux STEP. Les autres procédés sont anecdotiques !

 

Figure Ia – Principe de fonctionnement d’une STEPLa centrale est constituée de 2 lacs reliés par des turbines réversibles. En période de surproduction, de l’eau est pompée du lac inférieur vers le lac supérieur et turbiné en cas de forte consommation. Il est clair que les capacités de stockage et donc de production sont limitées au volume du lac supérieur.

Un autre problème rarement évoqué est le coût final de l’électricité ainsi produite ! Dans le cas assez favorable des STEP le rendement global (pompage + turbinage) est de l’ordre de 50% d’où une électricité 2 fois plus chère que celle stockée. S’il s’agit d’une énergie produite la nuit par des centrales nucléaires et restituée le jour en période de pointe, c’est rentable ; s’il s’agit d’une énergie renouvelable déjà au minimum 2 fois plus chère (voire 4 à 5 fois pour le solaire photovoltaïque ou l’éolien en mer ) le coût final devient absolument prohibitif !

Quant à la solution « hydrogène » (production d’hydrogène par électrolyse de l’eau, puis stockage de l’hydrogène puis enfin production électrique à l’aide de piles à combustible…) compte tenu du médiocre rendement de l’ensemble (moins de 30% et en supposant que l’on puisse produire des piles à combustible à faible coût) le bilan final sera d’un coût pharaonique. C’est ce qu’illustre le projet Myrte (CEA-Helion-Université) installé en Corse et destiné à tester le stockage de l’énergie solaire sous forme d’hydrogène avec production d’électricité par des piles à combustible. Constituée de 3700m2 de panneaux PV (560 kWc) pour une production de 700 MWh/an (pour un investissement de 24 millions d’euros) conduit à un coût final de l’électricité ainsi stockée à… 2200 €/MWh soit 50 fois le prix moyen de production !

Il semblerait d’ailleurs que ce coût soit même sous-estimé, car selon France-Stratégie, compte tenu de son rendement global de 35%, cette centrale ne produirait que 250 MWh/an ce qui conduirait à un coût final de… 8000€/MWh⁽¹⁾.

1 – Michel Gay- http://www.contrepoints.org/2015/06/28/212148-myrte-sous-le-soleil-le-contribuable

 

 

 

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désolé ! un peu de physique nécessaire … rassurez vous les 2 dernières parties seront plus simples

Comprendre l’électricité et sa production

3^ème partie – un peu de physique

Un peu de physique que l’on peut « court-circuiter » mais… indispensable si on veut comprendre les bases du courant alternatif, ce que représentent la « puissance active », les « puissances réactives », le « cos(phi) », etc.

Un peu de courage et ça ira tout seul !

1 – Les lois de l’électricité en courant continu

En courant continu, tout est simple. Un seul type de charge, la résistance (R, exprimée en ohms W) et les relations entre la tension U (en volts V), l’intensité électrique I (en ampère A), la résistance R ainsi que la définition de la puissance P (en watts W) sont bien connues :

U=R.I (loi d’Ohm)

P=U.I = R.I²

Le courant circule toujours dans le même sens, du pôle + (cathode) vers le pôle – (anode) selon le sens conventionnel, adopté arbitrairement et qui correspond au sens inverse du déplacement des électrons.Si un courant électrique continu peut engendrer un champ magnétique, celui-ci est constant et donc incapable de générer par induction un courant électrique.Le courant continu peut être produit par les batteries au plomb, les piles électriques, la dynamo, les panneaux photovoltaïques etc.

 

Figure 2 – Lignes ferroviaires :–          Rouge : ligne TGV C. Alternatif 25 kV –          Orange : lignes C. Alternatif 25kV–          Vert : lignes C. Continu 1500V–          Jaune : autres alimentations Si les premiers réseaux électriques fonctionnaient en courant continu, ils ont été rapidement remplacés par le courant alternatif. A Paris, un réseau en courant continu a subsisté jusqu’en 1965 (et à New York jusqu’en 2007 !)

Cependant, une partie du réseau ferroviaire est encore alimentée en courant continu. Sur les 15687 km de lignes électrifiées, 9968 km sont alimentées en 25 kV alternatif mais 5863 km en courant continu 1500 V. Quelques lignes sont également alimentées en courant continu 800 et 850 volts.

2 – l’induction magnétique

Un courant électrique (c’est-à-dire une charge électrique mobile) engendre un champ magnétique (ou plutôt une induction magnétique). Figure 1 – Champ magnétique engendré par un courant électrique circulant dans un circuit en forme de spires De même un flux magnétique variable engendre un courant électrique dans un circuit traversé par ce flux.Ce champ magnétique peut être dû à un aimant permanent (comme dans les dynamos qui équipent les vélos) ou un électroaimant.

 

Figure 2 – Schéma d’un alternateur  Le rotor est constitué d’un aimant permanent et le stator de 3 circuits électriques. La rotation de l’aimant crée au niveau des circuits un champ magnétique variable (variation sinusoïdale) qui induit pour chaque bobine un courant électrique alternatif de même forme !
	Figure 3 – Le transformateur Il est constitué par deux circuits reliés par une armature ferromagnétique (qui concentre et transporte le champ magnétique engendré par le circuit primaire). Si on applique aux bornes du circuit primaire (constitué par n1 spires) une tension U1, il apparaît aux bornes du circuit secondaire (constitué par n2 spires) une tension U2 telle que :

Si U₂ est inférieur à U₁, le transformateur est « dévolteur », sinon il est « survolteur ».

Autre application : la plaque de chauffage par induction

Elle est constituée une bobine qui engendre un champ magnétique haute fréquence qui génère dans la casserole des courants induits (dits « courants de Foucault ») qui chauffent par effet joule.

 

Complément : comment fonctionne l’alternateur ?

Pour comprendre le fonctionnement d’un alternateur il faut se souvenir des notions de base de la trigonométrie.

Considérons le cercle dit « trigonométrique » et un point H qui se déplace sur ce cercle dans le sens « trigonométrique », c’est-à-dire dans le sens inverse des aiguilles d’une montre, à la vitesse angulaire w (« pulsation »)(teta=wt).La projection de H sur l’axe x (OB) est appelé «cosinus q” et la projection sur l’axe y (OC) « sinus teta”. La tangente est définie par OC/OB.

Lorsque le point H se déplace sur le cercle, la projection C sur l’axe y se déplace d’un mouvement de va-et-vient oscillant qui est représenté graphiquement par une courbe sinusoïdale.

Considérons un aimant (soit permanent soit un électroaimant) en rotation autour un axe et 3 circuits électrique fixes à 120° les uns des autres.

Pour le circuit A, le champ magnétique qu’il subit est égal à la composante sur l’axe y du champ magnétique (constant) généré par le pôle + de l’aimant.En effet selon les lois de Laplace seule la composante du champ perpendiculaire au circuit peut agir.

Cette composante du champ a pour intensité H_y=H.sin(teta) dont la variation suit une loi sinusoïdale et va donc générer dans le circuit A une tension de même forme mais uniquement sur une demi-période. Pour la 2^ème demi-période ça sera l’autre pôle (-) qui va induire la tension mais dans le sens opposé (la direction du champ magnétique étant inversée). La tension ainsi générée par la rotation de l’aimant au niveau de la bobine A est donc une sinusoïde complète. Il en sera de même pour les deux autres circuits, générant ainsi 3 tensions alternatives sinusoïdales.

On peut augmenter le nombre d’aimants au niveau du rotor, ce qui permet de réduire la vitesse de rotation du rotor sans changer la fréquence du courant.

Certaines éoliennes utilisent un alternateur (générateur synchrone) dont le rotor est constitué par des aimants permanents de forte aimantation utilisant des terres rares en particulier le néodyme (de l’ordre de 600 kg par éolienne).

3 – Les lois de l’électricité en courant alternatif.

 

Dans un courant alternatif, la variation de la différence de potentielle est de forme sinusoïdale  u=Um.sin(wt)où Um est l’amplitude maximale de la tension, w est la pulsation, w=2(pi)f, f la fréquence et T=1/f la période.En Europe la fréquence est de 50Hz (T=0,2 seconde) et aux USA 60 Hz.

On peut définir une tension et une intensité effectives équivalentes à celles d’un courant continu qui aurait les mêmes propriétés :

1. La résistance purement ohmique

Avec les courants continus, il n’existe qu’une seule charge possible, la résistance R. En courants alternatifs, la résistance se comporte de la même manière et donne les mêmes lois mais avec les valeurs efficaces de la tension et de l’intensité.

Pour une résistance pure, les variations entre la tension et le courant sont en phase·u=Um.sin(wt)·        i=Im.sin(wt) ·        U=RI

En courant alternatif, en plus de la résistance apparaissent deux autres types de charges, la bobine de self-induction et le condensateur.

b)     La bobine de self-inductionUne bobine de self-induction est constituée par un solénoïde (circuit constitué de spires multiples). En courant continu elle se comporte comme une simple résistance mais en courant alternatif le champ magnétique qu’elle engendre va par auto-induction engendrer un courant induit qui s’oppose au courant primaire.

La loi reliant les valeurs efficaces de la tension U et de l’intensité I fait intervenir un terme équivalent à la résistance (bien qu’il n’y ait pas d’effet Joule) mais dépendant de la fréquence, la réactance d’induction, exprimée en ohm :

Z_ind = Lw

Plus la fréquence sera élevée et plus la résistance sera grande. La bobine de self induction représente un filtre pour les hautes fréquences.

.	Dans le cas d’une bobine de self-induction pure, les variations du courant sont en retard par rapport aux variations de la tension, le déphasage est de -pi/2·     u=Um.sin(wt)·     i=Im.sin(wt-pi/2)·     U=Lw.I

1. Le condensateur

En courant continu le condensateur apparaît comme un obstacle, par contre en courant alternatif il se charge et se décharge en permanence. La loi reliant les valeurs efficaces de la tension U et de l’intensité I fait intervenir la réactance de capacité, exprimée en ohm :

Z_capa = 1/Cw

Avec un condensateur les variations du courant sont en avance par rapport aux variations de la tension, le déphasage est de +pi/2·u=Um.sin(wt)·     i=Im.sin(wt+pi/2) ·     I=Cw.U .

Pour le condensateur, contrairement à la self, plus la fréquence est petite et plus la résistance est grande (infinie pour le courant continu).

 

1. L’impédance

Pour un circuit comportant des résistances, des bobines de self-induction et des condensateurs, on peut définir la notion d’impédance (qui joue le même rôle que la résistance en courant continue) :

U=Z.I

Avec :

L’expression de Z n’est que le résultat de l’application de la relation de Pythagore dans la représentation vectorielle des différentes réactances (un déphasage de ±pi/2 se traduisant par une rotation de ±90°)

Représentation vectorielle de l’impédance, somme vectorielle de la résistance et des réactances.

La présence dans le circuit de bobines de self-induction et de condensateurs entraîne un déphasage j entre la tension et le courant :

• u=U_m.sin(wt)
• i=I_m.sin(wt-phi)

 

1. Puissance active, réactive et apparente

En courant continu, la puissance est donnée par la relation P=U.I (=R.I²)

En courant alternatif, cette relation donne la puissance apparente (exprimée en VA, volt-ampère) mais qui n’est pas une puissance réelle.

En fait il faut distinguer la vraie puissance, dite « active » (exprimée en watt), c’est-à-dire celle que l’on peut utiliser directement (sous forme d’énergie mécanique, radiative, thermique…) de la puissance réactive (exprimée en var, volt-ampère-réactif). Cette dernière peut être séparée en deux composantes, la puissance réactive inductive, qui est produite lorsqu’il y a création d’énergie électromagnétique et la puissance réactive capacitive, liée à l’énergie électrostatique.

Le rapport entre la puissance active et la puissance réactive est liée à l’angle de déphasage phi par les relations :

Cos phi est appelé le « facteur de puissance ».

La bobine de self-induction crée de la puissance réactive alors que la capacité en absorbe.

On a donc les définitions des différentes puissances :

• Puissance apparente : S=UI=ZI²
• Puissance active P=UI cos(phi)=RI²
• Puissance réactive : Q=UI sin(phi)

Les relations entre ces différentes puissances peuvent être également représentées comme l’impédance par des vecteurs.

Figure 4 – Représentation vectorielle des différentes puissances. L’introduction d’une puissance réactive capacitive diminue la puissance réactive totale :L’angle phi passe de phi1 à phi2 et le cosinus augmente.

S²=P²+Q²

Seule la puissance active est capable de créer du travail, les autres puissances ne peuvent pas, elles ne sont pas réellement des puissances au sens strict.

Mais avoir de la puissance réactive diminue la puissance active disponible, c’est un handicap à la fois pour le consommateur mais aussi pour le producteur. Pour avoir la même puissance active il faudra augmenter l’intensité du réseau pour compenser la puissance réactive (d’où plus de pertes en ligne pour le producteur et une facture plus importante pour le consommateur).

Dès qu’il est nécessaire de créer un champ magnétique (moteur, lampes fluorescentes, four ou plaque à induction etc.) de la puissance réactive apparaît et le cosj diminue et donc le rendement.

Une manière d’augmenter le cos(phi) est d’ajouter des capacités dans le circuit afin de créer de la puissance réactive capacitive qui compense en partie la puissance réactive inductive.

Si on considère un moteur triphasé développant une puissance active de 500 kW et caractérisé par un cos(phi) égal à 0,7.

En l’absence de compensation, le bilan de puissance est le suivant :

• Puissance active P : 500 kW (utile)
• Puissance réactive Q : 510 kvar (inductif) pour un cos(phi) de 0,7
• Puissance apparente S : 714 kVA (délivrée)

Pour une puissance mécanique du moteur égale à 500 kW, le réseau électrique doit assurer la disponibilité d’une puissance apparente de 714 kVA, soit 143% de la puissance active utile.
En introduisant dans le circuit une batterie de condensateurs pouvant fournir une puissance réactive capacitive de 345 kvar, le bilan de puissance devient :·         Puissance active P : 500 kW (utile)·Puissance réactive Q du moteur: 510 kvar (inductif) ·Puissance réactive capacitive Qc : 345 kvar (capacitif).

 

Après compensation le cos(phi) est passé à 0,95, la puissance réactive résultante n’est plus que de 165 kvar, et la puissance apparente S’ (délivrée) est réduite à 526 kVA

Le réseau d’alimentation ne doit plus fournir qu’une puissance apparente égale à 526 kVA, soit 105% de la puissance active utile. La compensation d’énergie réactive a permis de réduire de 26% la puissance à transmettre (et réduire également d’autant la facture pour l’utilisateur !)

En France tant que Q est inférieur à 40% de P, la puissance réactive n’est pas facturée.

Exemples de cos(phi) pour différents appareils

site d’Electrotech-City – Walter DI PILLA

 

Complément sur le courant triphasé

 

Les tensions sinusoïdales sont déphasées de pi/3 et 2pi/3 (120 et 240°).· · ·

 

Dans un système équilibré les amplitudes sont égales !  U_m1=U_m2=U_m3=U

• La tension efficace entre phases est égale à 
• La tension entre phase et neutre est égale à 

En Europe la tension entre phases est de 380/400 volts d’où une tension entre la phase et le neutre de 220/230 volts.

A partir des 3 conducteurs et éventuellement du conducteur « neutre », deux montages sont possibles, le montage en étoile et le montage en triangle :

	Montage en étoile
	Montage en triangle

 

La puissance disponible en courant triphasé est égale à

Alimentation d’un récepteur en courant triphasé (montage en étoile)

 

Dans un transformateur triphasé, le circuit magnétique est commun aux trois phases. Pour le primaire, deux montages sont possibles, en étoile ou en triangle : pour le secondaire un troisième montage est possible, en « zig-zag ».

 

Transformateur triphasé

Le courant alternatif présente un certain nombre d’avantage que l’on peut résumer ainsi :

• Le transport d’une même puissance électrique en triphasé (sans neutre) nécessite une section de câbles conducteurs deux fois plus faible qu’en monophasé.

L’économie qui en découle sur le coût de réalisation des lignes est notable.

• Les courants triphasés peuvent produire des champs magnétiques tournants en répartissant d’une manière spécifique les bobinages sur un rotor. Or les machines électriques qui produisent et utilisent ces courants fonctionnent de manière optimale en régime triphasé.
• Une distribution de l’électricité en courant triphasé avec fil de neutre permet de proposer pour un même réseau deux tensions d’utilisation différentes :
• soit entre une phase et le neutre : par exemple 230 V en Europe
• soit entre deux phases : par exemple 400 V en Europe

 

 

 

 

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avant de passer à la partie technique et à la gestion de la production et de la distribution, un peu de fiscalité !

Comprendre l’électricité et sa production

2^ème partie – électricité et fiscalité

« La France est un pays extrêmement fertile. On y plante des fonctionnaires, il y pousse des impôts.”

(G. Clemenceau)

Quels les différents postes qui figurent sur votre facture d’électricité ? Quelles sont les taxes et leurs montants ?

Il a d’abord l’abonnement au réseau électrique dont le montant varie avec la puissance maximale (apparente, voir chapitres 1 et 3) dont on dispose, exprimée en kVA et dont le montant (annuel) va de 114,63€ (HT) pour 6 kVA à 708,79€ pour 36 kVA (données 2015).

Puis la consommation électrique (en kWh) en 2015, le tarif conventionné est de 0,1433 € le kWh (143,3€/MWh)(il existe un autre tarif faisant intervenir les « heures pleines » et les « heures creuses » et dont les tarifs sont respectivement 0,1565 €/kWh et 0,1090 €/kWh). Ce prix tient compte du coût de production, du transport, de la distribution et des charges diverses. Une partie de cette somme (5%) est prélevée pour le financement ultérieur du démantèlement des réacteurs nucléaires et le stockage des déchets.

Et puis il y a les taxes ! Nombreuses et variées…

• La TCFE (taxe sur la consommation finale d’électricité), dont le montant calculé sur la consommation d’électricité est reversé aux collectivités territoriales. Son montant maximum est depuis le 1^er janvier 2015 de 0,00975€/kWh (9,75€/MWh)
• La CTA (contribution tarifaire d’acheminement) destiné à financer la caisse de retraite des agents électriciens-gaziers et dont le montant est de 27,04% du montant de l’abonnement (HT)
• La CSPE (contribution aux charges du service public d’électricité). Le montant de cette taxe (qui croît régulièrement) est en 2015 de 19,5€ par MWh. Elle sera de 22,5 €/MWh au 1^er janvier 2016.

De 3€ en 2002, elle est restée relativement stable jusqu’en 2010 pour augmenter ensuite très régulièrement. Elle reste cependant encore inférieure à ce qu’elle devrait être pour équilibrer les charges d’EDF (en 2015 elle aurait dû être de 25,9€ au lieu de 19,5).

Et naturellement la TVA qui s’applique aussi bien à la consommation qu’aux autres taxes ! Pour l’abonnement et la CTA elle est de 5,5% et pour le reste de 20%.

A quoi correspond la CSPE dont le coût total est en 2015 de 6,3 milliards d’euros (et qui devrait atteindre en 2020 11 milliards d’euros) ?

Il s’agit de financer :

1. Une aide sociale pour les foyers aux revenus modestes (en 2014 les foyers dont le revenu fiscal était inférieur à 2175€ soit environ 4 millions de foyers, l’aide étant de 200€ par an pour le gaz et 90€ pour l’électricité). Ce poste représente 5,5% du total soit 346 millions d’euros.
2. La péréquation tarifaire dans les ZNI (zones non interconnectées, c’est-à-dire la Corse et les DOM-TOM). Le coût est de 1474 millions d’euros (23,4% de la CSPE)
3. Un soutien à la cogénération pour un coût de 460 millions d’euros (7,3%)
4. Un soutien aux énergies dites renouvelables, principalement éolien et solaire…

Pour le solaire photovoltaïque (en 2014, 4,6 TWh soit 0,8% de la production totale) le coût est de 2223,9 millions d’euros (35,3%) et pour l’éolien (en 2014, 16 TWh soit 2,9% de la production totale) de 958 millions d’euros (15,2%). Le reste, soit 832 millions d’euros (13,2%) est destiné au financement des autres énergies renouvelables en métropole et en ZNI.

Les énergies renouvelables représentent un total de plus de 4 milliards d’euros soit 64% de la CSPE. Cette répartition explique l’accroissement régulier de la CSPE en fonction du développement des énergies renouvelables.

Il est à noter que le gouvernement envisage d’étendre la CSPE aux autres sources d’énergie, gaz, essence etc. de façon à réduire la CSPE sur l’électricité…

Mais quelle est la raison du coût de la CSPE ?

Depuis plusieurs années, suite aux pressions des écologistes, de l’Europe et des Allemands (qui construisent la plupart des éoliennes) la France s’est lancée dans une politique de développement des énergies intermittentes (appelées généralement « renouvelables ») (Grenelle de l’environnement, loi sur la transition énergétique) dont le principal argument (ou alibi !) est de réduire le dérèglement climatique lié aux activités humaines et en particulier aux émissions de CO2.

Pour favoriser ces énergies des tarifs privilégiés de rachat par EDF ont été mis en place, actuellement de 92€/MWh pour l’éolien terrestre, 220€/MWh pour le solaire PV et probablement plus de 200€/MWh pour les futures productions de l’éolien en mer. Pour mémoire, le coût de production est en France de l’ordre de 35€/MWh, le prix de revente de l’électricité nucléaire par EDF aux autres fournisseurs est de 54€/MWh et le prix de vente moyen sur le marché spot est d’environ 60€/MWh.

Nous aurons l’occasion de revenir ultérieurement sur ces énergies intermittentes, leur efficacité et leur utilité, mais on peut dès maintenant s’interroger sur l’intérêt de les développer en France compte tenu du coût qu’elles représentent.

1 – La France est le 1^er exportateur mondial d’énergie électrique et n’a donc nul besoin de cet apport supplémentaire (en fait faible par rapport aux investissements),

2 – L’électricité française est l’une des moins productrices de CO2 au monde (90% de notre production est obtenue par les énergies nucléaire et hydraulique, « non carbonées », notre kWh est 10 fois moins « polluant » que le kWh allemand). Avec nos 12% d’énergie électrique hydraulique, nous avons l’une des plus fortes productions réellement renouvelables et propres en Europe. En fait, les émissions anthropiques mondiales de CO2 ne représentent qu’à peine 5% du total des émissions naturelles, et la France seulement 1,5% de ces 5%, soit 0,075%… (L’équivalent d’à peine quelques heures des émissions chinoises et américaines !)

3 – Ceci est d’autant plus stupide que compte tenu de leur production à la fois intermittente et surtout imprévisible, ces énergies doivent être couplées à des sources de production complémentaires, soit des centrales au gaz soit plus généralement pour des questions de coût des centrales au charbon (et qui pour des raisons techniques ne peuvent jamais être totalement arrêtées) et qui sont des sources importantes de pollution ! (la pollution aux particules dans nos villes est en réalité essentiellement due aux centrales thermiques allemandes belges et luxembourgeoises !).

4 – Par vent fort, l’arrivée brutale d’une grande quantité d’énergie électrique hors pic de consommation, pose de gros problèmes au gestionnaire du réseau. Il doit s’en débarrasser par tous les moyens, soit par délestage (l’énergie est perdue mais le producteur éolien sera payé quand même), soit par des ventes à perte, soit même éventuellement par des ventes à des prix négatifs (on paye le « client » pour qu’il accepte de récupérer cette énergie ! et cela peut aller jusqu’à – 200€/MWh pour EDF, -500€ pour des producteurs allemands). De toute façon même dans des conditions favorables vendre une électricité à 60€ que l’on a achetée 92€, ce n’est pas bien rentable !

Comme on le verra, les principaux arguments des promoteurs et politiques concernant ces énergies (énergies gratuites, énergies propres ou vertes, création d’emplois etc.) sont totalement faux.

De plus rien ne prouve (bien au contraire !) que les émissions anthropiques de CO2 aient la moindre action sur le climat !

Si actuellement le prix de l’électricité en France est l’un des plus bas d’Europe, cela ne va pas durer en raison d’une part du développement des énergies renouvelables et donc de la croissance continuelle de la CSPE, et d’autre part par une volonté de réduire les écarts entre le coût de l’électricité en France et dans d’autres pays européens (comme l’Allemagne où elle est deux fois plus chère…). La réduction (si elle est appliquée ce qui est peu probable ou souhaitable) à 50% de la part du nucléaire posera de très gros problèmes et en plus des risques de pénurie et de coupure augmentera sérieusement le prix du kWh… (qui deviendra un produit de luxe « à consommer avec modération » !)

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Comprendre l’électricité et sa production

1^ère partie – qu’est-ce que l’électricité ?

 

Nous utilisons tous les jours l’énergie électrique et nous ne pourrions plus nous en passer. Et pourtant pour la plupart des gens l’électricité reste un mystère, à la fois merveilleux mais aussi inquiétant…

 

Pour beaucoup l’électricité est une sorte de fluide produit dans les centrales et qui circule dans les câbles comme le gaz circule dans les canalisations. Ce qui permet à des fournisseurs peu scrupuleux de « vendre » des certificats « verts » et d’assurer ainsi leurs clients crédules qu’ils ne leur fournissent que de « l’électricité verte », issue des énergies renouvelables et non de ces horribles centrales nucléaires ! Outre le fait que ces énergies qualifiées à tort de « vertes » ne représentent que 12 à 15% maximum de la production française (en incluant les 10 à 12% d’électricité d’origine hydraulique, l’éolien ne produisant qu’à peine 2% et le solaire moins de 1% !) et donc ne sauraient satisfaire tous les besoins, il est totalement impossible de différencier les différents moyens de production, et nous verrons pourquoi par la suite.

 

L’énergie électrique n’est pas réellement une énergie comme les autres, c’est un « vecteur énergétique » c’est-à-dire un mode de transport et de conversion des énergies primaires (vent, soleil, charbon…) gratuites mais inutilisables directement en des énergies finales (mécanique, calorifique, radiative…) que nous pouvons utiliser.

Figure 1 – Schéma général des flux énergétiques.

Les services énergétiques conduisent aux énergies finales utilisables directement.

Il est impossible de la stocker directement, mais uniquement par une série de conversion soit en énergie chimique (pile, batterie…), soit en énergie mécanique, soit le plus souvent sous forme « gravitationnelle » dans des centrales hydrauliques à 2 niveaux (les STEP ou station de transfert d’énergie par pompage)(Cf. chapitre 3).

Hormis les panneaux photovoltaïques, l’énergie électrique est produite par un alternateur (complément n°1) couplé généralement à un ensemble de turbines elles-mêmes alimentées par de la vapeur produite soit par la combustion de charbon, gaz ou pétrole, soit par la fission nucléaire. Dans le cas des centrales hydrauliques les turbines sont alimentées par un débit d’eau. Enfin dans un aérogénérateur l’alternateur est couplé directement aux pales, mises en rotation par le vent.

Figure 2 – Schéma d’une centrale thermique au charbon.L’air chaud produit par la combution du charbon va chauffer des tuyauteries (« échangeurs de chaleur ») dans lesquelles circule de l’eau qui se transforme en vapeur sous pression et qui va alimenter une série de turbines (haute, moyenne et basse pression) qui feront tourner l’alternateur

 

L’alternateur ne produit pas de courant électrique, il génère une tension alternative de forme sinusoïdale V=V_msin(2pft) où f est la fréquence, c’est-à-dire l’inverse de la période. En Europe la fréquence est de 50Hz (période de 0,02 seconde), aux USA elle est de 60 Hz. Pour fournir 50Hz, l’alternateur tourne à une vitesse angulaire constante de 1500 tours par minute.

Figure 3 – variation sinusoïdale de la tension pour un courant alternatif de fréquence 50 Hz.La tension varie entre +Vm et –VmGlobalement cette tension alternative se comporte comme un courant continu de tension U=0,707.Vm (soit en Europe 240 volts pour Vm égal à 340 volts)(trait en pointillé). Nos prises électriques comportent 2 ou 3 fils : un fil pour conduire la phase (tension alternative) et un fil au potentiel 0, le neutre. Un 3ème fil peut être relié à la terre pour évacuer des charges électriques en cas de disfonctionnement ou de court-circuit.

 

En réalité pour des raisons d’efficacité l’alternateur produit une tension triphasée constituée de 3 tensions alternatives déphasées dans le temps de T/3 (ou 120°).

Cette tension alternative va créer dans les circuits électriques un courant alternatif par le déplacement oscillant des électrons présents dans le conducteur métallique (gaz d’électrons libres). Et c’est ce déplacement oscillant qui va conduire à la production d’énergie mécanique, calorifique, radiative etc.

Les électrons qui en se déplaçant créent ce courant électrique sont déjà dans les câbles ! Ils ne sont pas produits par la centrale électrique !!!

Une analogie permet de mieux comprendre.

 

Le courant continu est comparable au débit d’eau qui s’écoule d’un réservoir supérieur vers un réservoir inférieur, reliés par un tuyau, la hauteur de la chute (différence de potentiel gravitationnel) étant assimilable à la différence de potentiel électrique, le débit d’eau étant assimilable à l’intensité. La puissance fournie est proportionnelle au produit Dh.Il est clair que lorsque le réservoir supérieur est vide, il n’y aura plus de débit d’eau, de même pour la batterie ou la pile électrique lorsqu’elle a épuisé sa réserve d’énergie.

Dans le cas du courant alternatif, l’analogie est représentée par deux réservoirs reliés entre eux mais oscillant en permanence, le débit d’eau dans le tuyau change de sens de déplacement périodiquement…Dans les deux cas il n’y a pas de « création d’eau », mais seulement une mise en mouvement des molécules d’eau présentes dans le tuyau.

 

 

Compléments n°1 – L’alternateur

Un alternateur est constitué de 2 parties : une partie fixe, le stator, comportant 3 bobines de cuivre décalées à 120° et une partie mobile, le rotor constitué par un électroaimant alimenté par un courant d’excitation continu et qui par induction électrique va générer dans les 3 bobines un courant alternatif triphasé.

Figure Ia – Schéma de principe d’un alternateur

 

Les alternateurs des réacteurs nucléaires de 1300 MW peuvent fournir une puissance de 1650 MVA (1345 MW) sous une tension de 20 kV (soit une intensité d’environ 27.000 ampères par phase). Cette puissance est ensuite transportée sous une tension de 400 kV (ce qui permet de réduire l’intensité électrique d’un facteur 20).

Une explication plus détaillée du fonctionnement de l’alternateur sera donnée dans le chapitre 2.

Figure Ib – Changement du rotor de l’alternateur de la centrale nucléaire de Civeaux (1500 MW).On peut observer à droite l’ensemble des turbines à vapeur (turbine Arabelle d’Alsthom)

 

Compléments n°2 – pourquoi un courant alternatif ?

Il y a deux types de courants électriques, le courant continu comme celui produit par une pile ou une batterie (ou un panneau photovoltaïque) et le courant alternatif. Après d’âpres combats, ce dernier a fini par l’emporter.

A l’origine on ne connaissait que le courant continu (Alexandro Volta invente la pile électrique en 1799, Zénobe Gramme la dynamo en 1868 et Thomas Edison l’ampoule électrique en 1879). La première centrale électrique hydraulique de 7 kW est mise en service à Saint Moritz en 1869. En 1882 les premiers réseaux électriques locaux en courant continu sont installés à New York et à Bellegarde. Mais dès le début des années 80 le courant alternatif fait son apparition (1882 Lucien Gaulard et John Gibbs inventent le transformateur triphasé, 1888 Nikola Tesla développe une génératrice synchrone, 1891 1^ère ligne électrique de 75 km 25.000 volts sous 40Hz en Allemagne). Le conflit entre Tesla, ancien employé d’Edison et ce dernier a été particulièrement épique ! Il conduira à la fabrication de la 1^ere chaise électrique par Edison désireux ainsi de démontrer la dangerosité du courant alternatif par rapport au courant continu. Combat acharné entre Th. Edison associé au banquier J.P. Morgan et N. Tesla associé à l’industriel Westinghouse, lutte dont sortira vainqueur finalement J.P. Morgan dont la société General Electric imposera le courant alternatif. Malgré son danger potentiel, le courant alternatif possède un avantage incontournable. On sait en effet que le passage du courant dans les câbles provoque par effet Joule une perte d’énergie d’autant plus forte que l’intensité électrique sera élevée (W=RI²). Or le courant continu doit être produit et transporté à la tension de l’utilisateur. Il faut plusieurs réseaux selon que l’utilisateur final sera un industriel ou un particulier. La tension doit être donc faible et par conséquence les pertes importantes (de plus, la centrale électrique doit être située à quelques kilomètres seulement des consommateurs…).

Avec le courant alternatif on peut utiliser un transformateur capable de modifier la tension à différents endroits du réseau. On peut donc transporter du courant électrique à de grandes distances à très haute tension (et donc avec peu de perte) puis réduire progressivement cette tension jusqu’à celle nécessaire au consommateur.

Cependant on voit se développer de nouvelles lignes à très haute tension (800 kV) en courant continu ! (Cf. chapitre 4)

 

Complément n°3 – les unités employées

Une grande confusion existe dans le public (et pas seulement là !) entre la notion de puissance et celle d’énergie.

La puissance (exprimée en watt et ses multiples kW, MW, GW…) exprime la capacité d’une installation à produire de l’énergie (ou du travail au sens thermodynamique). En courant alternatif, on trouve aussi le V.A (volt ampère) pour la puissance apparente et le var (volt ampère réactif) pour la puissance réactive (voir chapitre 2).

Exemples :

• éolienne terrestre 2 à 5 MW
• Barrage (Génissiat) 420 MW
• Réacteur nucléaire 900 à 1500 MW (EPR 1650 MW)

 

L’énergie correspond donc à ce que produira une puissance pendant un temps donné (W=P.t). L’unité légale est le Joule, énergie que produit une puissance d’un watt pendant une seconde. L’énergie électrique s’exprime en kWh, c’est-à-dire l’énergie produite par une puissance de 1000 W (1 kW) pendant une heure, soit 3.600.000 joules. Notons que le symbole est un « k » minuscule (qui veut dire 1.000) et non un « K » majuscule qui signifie 1024. On trouve aussi fréquemment la notation erronée de « kW/h » (confusion avec km/h).

On utilise également les multiples :

MWh (méga) =1000 kWh – GWh (giga 10⁹) =10⁶ kWh – TWh (tera 10¹² ou mille milliards) =10⁹ kWh

A titre d’exemple

• une ampoule de 100 W consomme 2,4 kWh par jour
• un fer à repasser de 1.000W consomme 1 kWh pendant une heure
• la consommation annuelle d’un ménage : 5 à 25 MWh
• la production annuelle d’une éolienne terrestre : 5,8 GWh
• l’ensemble des futurs parcs éoliens en mer (3000 MW) : 8 TWh (8.000 GWh) par an
• la production de la centrale de Paluel (4 réacteurs de 1300 MW) : 36 TWh (36.000 GWh) par an
• la production annuelle électrique française (2014) : 540 TWh

La production annuelle de la centrale nucléaire de Paluel est équivalente à celle produite par plus de 6.000 éoliennes ou par 4,5 fois l’ensemble des futurs parcs offshores.

Coût de l’électricité :

Tarif d’achat des EnREolien terrestre : 92€/MWhEolien en mer : > 200 €/MWhSolaire PV : 220 €/MWh

Coût production EDF :     35 €/MWhTarif de rachat nucléaire : 54 €/MWhPrix moyen du marché :    56 €/MWh

Prix de vente public(*)France :       125,6 €/MWhBelgique :    203 €/MWhAllemagne : 237,5 €/MWh

(*) Tarifs non actualisé… Avec le développement des énergies renouvelables, les tarifs aussi bien en France qu’en Allemagne ont fortement augmenté… En France la CSPE destinée à financer en partie les EnR représente désormais une part importante de la facture.

Une autre confusion existe entre la puissance théorique installée, la puissance disponible et la puissance réellement produite.

La puissance disponible d’une installation représente la puissance potentiellement utilisable (inférieure à la puissance théorique) caractérisée par le facteur de charge (ou coefficient de disponibilité k_d) et qui tient compte de la période où l’installation sera incapable de produire ; quant à la puissance produite elle représente la puissance réellement productrice (coefficient d’utilisation k_u). Le coefficient de production k_p est égal au produit des deux : k_p= k_d.k_u.

Un réacteur nucléaire de dernière génération (palier N4 de Civeaux et Chooz) à une puissance théorique de 1500 MW, mais en raison des arrêts de tranche pour révision, changement de combustible… son facteur de charge est d’environ 85%. Pour tenir compte des fluctuations de consommation, on régule sa production et sa puissance réelle pourra n’être que 75% de sa puissance théorique.

Une centrale thermique classique pourra avoir un facteur de charge de 80 à 90% mais n’être utilisée que 10 à 50% du temps, selon les besoins.

 

Variation des coefficients de disponibilité (ou facteur de charge), d’utilisation et de production du parc nucléaire français entre 1998 et 2010, ainsi que la production totale en TWh.Le facteur de charge oscille entre 80 et 85%, le coefficient d’utilisation entre 90 et 95%, et par conséquence le coefficient de production entre 70 et 78% (375 et 430 TWh)

Pour une éolienne, son facteur de charge dépend essentiellement de la vitesse du vent. Il va fluctuer en permanence entre 0 et 100% (et pour l’ensemble du parc entre 5 et 70%). En moyenne sur une année, on a un facteur de charge en France de 22% (18% en Allemagne) pour les éoliennes terrestres et 30 à 35% pour les éoliennes en mer. A ceci il faut ajouter les temps d’arrêt pour l’entretien.

Production éolienne en juin 2015 pour l’ensemble du parc français (9598 MW) :Le facteur de charge a varié de 0 à 60% avec une moyenne légèrement inférieure à 20%.

Pour les panneaux photovoltaïques la puissance est exprimée en « W_crête », puissance hypothétique atteinte quelques heures par an et dans des conditions optimales ! En fait le facteur de charge est voisin de 13%.

Pour ces énergies le facteur de charge et le coefficient de disponibilité sont équivalents, tout au moins tant qu’il n’y a pas de délestage !

Exemples des coefficients de productivité Kp relatifs à la production électrique française de 2014 :  Puissance électrique : 128,9 GW Production totale : 540,7 TWh

Cette confusion est entretenue par les promoteurs (et les politiques) pour exagérer l’importance des installations d’énergies renouvelables.

Ainsi la centrale solaire de Toul-Rozière (54) a une puissance crête de 143 MW pour une surface occupée de 367 ha (et un coût d’investissement de 450 M€). Sa production annuelle est de 188 GWh ce qui donne une puissance réelle de 21,5 MW (facteur de charge de 15%).

L’ensemble des parcs d’éoliennes en mer, du Tréport à Saint Nazaire, soit 600 éoliennes de 5 MW représentera une puissance théorique de 3000 MW, soit selon la presse l’équivalent de 2 réacteurs EPR !

En réalité la puissance moyenne qui sera disponible ne sera que de 900 MW environ soit à peine celle d’un réacteur de 1^ère génération !

 

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