25/05/25 Nucléaire - Allemagne - EnRi - Black out - etc...
- Vent Contraire en Touraine & Berry
- 25 mai
- 22 min de lecture
Dernière mise à jour : il y a 7 jours
Serions nous face à un tournant dans la politique énergétique européenne ?
L'Allemagne se pose des questions sur le retour au nucléaire
L'Energiewende est un échec. Elle entame sa troisième année de récession. Le prix à payer est lourd : 200 000 entreprises fermées en 2024 .
La France ne doit plus se poser de question sur le Green deal et le développement des énergies renouvelables intermittentes, première cause de l'échec allemand.
Après deux années consécutives de récession, le gouvernement de Friedrich Merz parviendra-t-il à remettre la locomotive allemande sur les rails ?
L'Allemagne est en passe d'enregistrer une troisième année consécutive de récession dans un contexte d'explosion des prix de l'énergie et de niveaux record de faillites.
En 2024, près de 200 000 entreprises ont fermé leurs portes dans le pays, selon une étude de Creditreform. Il s'agit du chiffre le plus élevé depuis 2011.
Et la tendance semble se poursuivre en 2025. D'après l'institut Leibniz, 1626 faillites d'entreprises ont été enregistrées au seul mois d'avril, soit 21 % de plus qu'en avril 2024. Ces chiffres dépassent même les valeurs de la crise financière de 2008.
"Il ne reste que quelques mois pour sauver l'industrie"
Alors que les prix de l'électricité atteignent des niveaux record en Allemagne, les géants de l'acier sont contraints de ralentir leur production pour survivre et de plus en plus d'entreprises délocalisent en Europe de l'Est ou en Chine.
L'industrie automobile allemande est en proie à une crise profondeJulian Stratenschulte/(c) Copyright 2025, dpa (www.dpa.de). Tous droits réservés
Même les emblématiques constructeurs automobiles allemands - dont Volkswagen Mercedes et BMW - ont dû supprimer des milliers d'emplois ces dernières années.
Les produits allemands sont simplement devenus trop chers pour les consommateurs.
"Il ne nous reste plus que 24 mois pour sauver les industries à forte consommation d'énergie", déclare à Euronews le célèbre économiste Daniel Stelter, qui ajoute que les pertes subies jusqu'à présent par les entreprises industrielles sont irréversibles.
Daniel Stelter compte parmi les économistes les plus influents d'AllemagneDaniel Stelter
"La politique de Katherina Reiche est la continuation de celle de Robert Habeck"
Daniel Stelter estime que la nouvelle ministre allemande de l'Économie Katherina Reiche (CDU) a bien identifié le problème des coûts énergétiques en plaidant pour la sécurité énergétique et des prix de l'électricité plus avantageux.
À ces fins, elle souhaite subventionner l'électricité industrielle par l'État. L'UE menace toutefois de ne pas participer à ce projet.
Katherina Reiche veut en outre construire de nouvelles centrales à gaz, alors que le prix du gaz n'a jamais été aussi élevé. Cette stratégie de la ministre permettra-t-elle de sauver l'économie allemande ?
"Quand il n'y a pas de vent et pas de soleil, nous avons besoin d'un approvisionnement sûr", explique Daniel Stelter. "Après avoir arrêté les centrales nucléaires et vouloir également arrêter le charbon, il ne reste plus que les centrales à gaz. Avec les seules énergies renouvelables, ce n'est pas possible".
La nouvelle ministre allemande de l'Économie mise sur les centrales à gaz pour l'approvisionnement énergétique et sur les subventions à l'électricité pour l'industrieKay Nietfeld/(c) Copyright 2025, dpa (www.dpa.de). Tous droits réservés
Mais, selon l'expert, la stratégie de Katherina Reiche n'est pas adaptée à un pays industrialisé tel que l'Allemagne.
"Ceux qui croient que les énergies renouvelables combinées aux centrales à gaz conduiront à une électricité bon marché vivent dans un monde de rêve", déclare l'économiste à Euronews.
"Beaucoup ne regardent que les coûts des panneaux solaires et des éoliennes. Ce n'est que lorsque le vent souffle et que le soleil brille que c'est avantageux. Quand nous devons prendre en compte les coûts du système, comme le stockage et les batteries - les énergies renouvelables sont alors les plus chères".
Daniel Stelter estime que l'Allemagne doit revenir sur sa décision de sortir du nucléaireEuronews Berlin
C'est pourquoi "la politique de Katherina Reiche - en l'état actuel des choses - est en fait la continuation de la politique de Robert Habeck" et celle-ci ne permet pas "d'approvisionner un pays industrialisé en énergie de manière durable et bon marché", poursuit Daniel Stelter.
"Si vous me demandez mon avis personnel, je n'aurais pas mis en œuvre la sortie du nucléaire de cette manière. Et je ferais maintenant tout mon possible pour revenir sur la sortie du nucléaire en réactivant les anciennes centrales nucléaires".
La centrale nucléaire désaffectée de Grafenrheinfeld a été démantelée en 2024Karl-Josef Hildenbrand/(c) Copyright 2024, dpa (www.dpa.de). Tous droits réservés
"Le gaz est beaucoup trop cher"
L'expert en énergie Björn Peters est encore plus critique. Il vient tout juste de sortir son nouveau livre intitulé "Schluss mit der Energiewende" (en finir avec le tournant énergétique).
"Les centrales à gaz ne suffisent pas à faire baisser le prix de l'électricité. Elles sont très chères à exploiter. Le gaz est cher. Ensuite, il faut ajouter le coût du CO2", explique Björn Peters.
"Cela signifie qu'à long terme, les prix de production atteindraient entre 15 et 20 centimes par kilowattheure. C'est trop cher, nous ne sommes pas compétitifs avec ça".
L'expert en énergie Björn Peters s'entretient avec EuronewsEuronews Berlin
L'expert exhorte le nouveau gouvernement de Friedrich Merz à élargir rapidement l'offre.
"Cela passe par la récupération des centrales nucléaires, par une production nationale de gaz naturel et par le CCS, c'est-à-dire le captage du CO2 des centrales à charbon", déclare-t-il. "Nous avons assez de charbon pour 200 ans. Ce serait dans l'intérêt de la sécurité nationale de continuer à utiliser le charbon, mais avec les filtres appropriés".
Les centrales nucléaires comme Brokdorf et Emsland seraient réactivables d'ici 2026. En outre, six autres centrales nucléaires pourraient être remises en service jusque dans les années 2030.
L'expert reste optimiste quant à ses attentes vis-à-vis de la nouvelle ministre de l'Économie, affirmant que Katherina Reiche veut "faire un inventaire avec sérieux".
"Nous avons parlé avec certains représentants du gouvernement ces derniers jours. Et ils semblent au moins réfléchir à l'entrée dans le nucléaire", déclare Björn Peters.
L'Allemagne prête à reconnaître la neutralité carbone
Notre nucléaire devient un élément important pour la stabilité des réseaux!!!
"Les Allemands sont prêts" à sortir de "la guerre de religion sur le nucléaire", a estimé mercredi le ministre français de l'Énergie Marc Ferracci en voyant dans l'arrivée de la nouvelle coalition du chancelier Merz une "fenêtre d'opportunité" pour remettre à plat les discussions sur l'atome civil.
« Une approche pragmatique »
Après des années de débats houleux entre les deux voisins, Paris veut croire que l'arrivée d'un nouveau gouvernement allemand va s'accompagner d'un assouplissement de la position de Berlin.
"Je pense que les Allemands sont prêts", a souligné lors d'un échange avec l'association des journalistes de l'énergie (AJDE) français Marc Ferracci en évoquant une volonté de Paris et de Berlin de sortir de "la guerre de religion sur le nucléaire" et d'adopter une "approche pragmatique".
"Nous souhaitons que le nucléaire puisse faire l'objet d'un traitement similaire à celui des énergies renouvelables, au titre du financement par les fonds européens" et "au titre du régime des aides d'État", a-t-il ajouté, quelques jours après avoir rencontré Katherina Reiche, la ministre allemande de l'Économie.
La France, qui n'a pas respecté ses objectifs de développement des renouvelables, mène depuis plusieurs années un bras de fer avec la Commission européenne pour faire reconnaître son mix électrique, parmi les plus décarbonés du continent grâce à ses 57 réacteurs nucléaires.
Appliquer le principe de « neutralité technologique »
Paris a demandé fin avril à Bruxelles de remplacer une directive de 2023 sur les énergies renouvelables par une directive sur les énergies bas carbone, qui reviendrait à mettre l'atome sur un pied d'égalité avec l'éolien et le solaire, au nom de la "neutralité technologique".
"Pour le financement (public du nucléaire, NDLR), des débats ont lieu avec les Allemands, mais les lignes bougent du fait de la relation qui se construit entre Emmanuel Macron et Friedrich Merz. En tout cas, il faut saisir cette fenêtre d'opportunité d'une véritable remise à plat" de ces sujets, a souligné Marc Ferracci.
Pour le ministre, "la feuille de route de la Commission européenne est très claire, c'est d'appliquer le principe de neutralité technologique" pour laisser aux États membres le choix des moyens d'atteindre leurs objectifs de décarbonation.
Paris se félicite que la dernière déclaration du Conseil européen, adoptée à l'unanimité, mentionne les énergies bas carbone et la neutralité technologique. "D'un point de vue diplomatique, c'est une révolution", commente une source gouvernementale, assurant qu'en coulisses "les choses ont changé de manière radicale" depuis l'arrivée de Friedrich Merz début mai.
Si l'on ajoute le départ de ministres Verts au Luxembourg ou en Autriche, "les voix anti-nucléaires ne sont plus tellement audibles", estime la même source.
J P Riou démontre l'instabilité inhérente aux EnRI
Les technologies de « grid forming » et de stockage , doivent faire leur preuve..
L’échec de l’inertie synthétique
Mortel crash test
Jean Pierre Riou
Les causes du blackout ibérique du 28 avril demeurent inconnues. Si l’inertie synthétique destinée à remplacer celle des centrales conventionnelles, devait être mise en cause, les décès imputés à l’incident apparenteraient celui-ci à un mortel crash test des moyens mis en œuvre pour permettre l’intégration d’une large part d’énergies renouvelables (EnR). Car pour y parvenir, l’Espagne a mis l’accent sur les technologies de stockage innovant et de "grid forming"afin d’assumer sa situation de péninsule peu connectée à l’inertie des parcs voisins. Ce risque, au niveau européen, lié au manque de centrales conventionnelles avait été identifié à de nombreuses reprises par l’Entsoe dont le dernier avertissement date de janvier 2025, tandis que RTE concédait que des tests in situ n’avaient pas toujours pas évalué l’efficacité de cet erzats d’inertie qu'est l'inertie synthétique.
Pour n’être pas encore jugée responsable, la forte pénétration d’EnR n’en reste pas moins le principal suspect du blackout ibérique. Au nom de sa présomption d’innocence, la PPE3 prévoit d’accélérer en France le développement des EnR électriques intermittentes dont la viabilité repose sur l’inertie malgré la vraisemblance de sa responsabilité dans le mortel crash test d’avril, et la nécessité probable pour le réseau européen de devoir recourir encore longtemps à l’inertie de notre parc nucléaire.
Où il apparait que 1,3 + 0,8 < 2
L’Entsoe ne s’est pas encore prononcée sur la responsabilité de l’inertie synthétique utilisée par l’Espagne pour respecter la constante d’inertie de 2 secondes qu’elle juge nécessaire pour stabiliser le réseau. Celle-ci n’était en effet que de 1,3 s au moment de l’incident, le reste étant assuré par de l’inertie synthétique, tromperie sémantique dont l’efficacité n’a encore jamais été testée hors des démonstrateurs de laboratoires, ainsi que l’écrit RTE sur l’efficacité : « L’équipe R&D développe les outils permettant de qualifier cette stabilité et de tester, via des démonstrateurs sur site, les solutions envisagées comme le « grid forming ». Nous avons réussi à démontrer la faisabilité théorique d’une telle adaptation, après des tests en laboratoire concluants, les équipes de R&D vont commencer des tests à l’échelle industrielle. »
Le groupe d’investigation Lemur de l’université d’Oviedo permet de connaître l’inertie du réseau au moment de l’incident, reproduite ci-dessous.
L'étude mentionne : « l’inertie synthétique aurait pu amener l’inertie totale au dessus des 2 s préconisées par l’Entsoe ». En effet, les technologies de stockage et de stabilisation du réseau, notamment dans le sud ouest à l'origine des premières déconnexions, ne semblent pas disposer de la technologie de "Grid forming" nécessaire à fournir de l'inertie synthétique. L'efficacité de cette technologie n'ayant toujours pas été testée in situ selon RTE.
Le rapport de l’Entsoe dira donc s’il faut considérer le blackout ibérique comme un premier test grandeur réelle de la réalité de ses avertissements.
En tout état de cause, il semblerait que le mix espagnol tende vers davantage de machines tournantes depuis l’alerte du 28 avril.
Et c’est le moment précis choisi par l’Allemagne pour se rapprocher de la France en levant son opposition au nucléaire, dernier rempart contre l’instabilité du réseau quand le soleil luit Outre-Rhin ou que le vent souffle sur la mer du Nord, ainsi que le mentionne le rapport ERCOT qui souligne la dépendance de la stabilité dynamique du réseau européen au charbon allemand et au nucléaire français.
En tout état de cause, les messages de sous fréquence émis par l'Allemagne sur l'instabilité du réseau semblent perdurer
PPE3 : l'urgence d'attendre avant de fragiliser le système
La présomption d’innocence des EnR dans le blackout ibérique doit leur bénéficier tant que l’Entsoe n’aura pas rendu son rapport définitif. Ses conclusions permettront de dégager les préconisations permettant d’éviter le blackout de plus grande ampleur identifié dans son alerte de janvier 2025 sur les besoins urgents d’inertie. En tant que principale interconnexion avec la péninsule, et principal stabilisateur de la fréquence du réseau européen, le système électrique français verra le développement de son mix de production particulièrement concerné par ces préconisations.
Plus que jamais, il est urgent d’attendre avant de fragiliser davantage le système en développant de nouvelles EnR électriques en France.
Mise à jour du 22/05
En 2023, déjà, Red Eléctrica (REE) avait signalé à la Commission nationale des marchés et de la concurrence (CNMC) que le déploiement des nouvelles petites installations provoquait de « fortes tensions » sur le réseau de transport qui, à certains moments, dépassaient « les valeurs maximales admissibles », ce qui pouvait conduire au « découplage intempestif » de certaines centrales.
Et en novembre 2023 REE adoptait de nouvelles dispositions de contrôle de la tension en considérant notamment que « À certains moments, même lorsque tous les outils disponibles pour le contrôle de la tension ont été activés, les ressources n’ont pas été suffisantes pour garantir que les valeurs de tension se situent dans les marges admissibles établies(1).
(1) Incident du 24 juillet 2021 (https://www.entsoe.eu/news/2022/03/28/final-report-on-the-power-system-separation-of-iberia-from-continental-europe-on-24-july-2021/) »
En mai 2024, REE publiait une mise à jour des critères de sécurité du réseau destinée à faire face à ce nouveau défi d’intégration des EnR pour lequel le réseau n’était pas prévu. Son analyse relevait la réduction progressive des générateurs synchrones des centrales conventionnelles, la variabilité de la production et l’engorgement du réseau de distribution qui n’était pas prévu pour évacuer des afflux aussi importants d’EnR qui y sont raccordées « ce qui peut provoquer un changement de criticité de certains nœuds traditionnellement destinés aux centres de transformation et à la demande d'approvisionnement, puisqu'ils peuvent devenir des nœuds d'évacuation de grandes quantités de production »
REE constatait également que « dans le système électrique actuel, qui repose en grande partie sur des générateurs synchrones, il peut y avoir des situations dans lesquelles les systèmes de protection ne parviennent pas à détecter correctement certains défauts, […] lorsque ces générateurs sont découplés. »
En janvier dernier, le gendarme de la concurrence CNMC alertait de la multiplication des épisodes de surtension sur le réseau espagnol qui entraînaient des déconnexions automatiques, notamment du réacteur nucléaire d’Almaraz ll.
La suite, on la connaît, quand bien même le rapport de l’Entsoe devait trouver d’autres coupables.
Mise à jour du 24/05
Le 12 février, le Congrès espagnol avait adopté une motion demandant au gouvernement de renoncer à la mise à l’arrêt prévue des sept tranches nucléaires espagnoles et de prolonger leur fonctionnement. Inquiètes des conséquences du blackout, les entreprises d'énergie renouvelables ont alerté de la fuite hors d'Espagne des millions d'euros de subventions pour leur filière qui résulterait d'une prolongation du parc nucléaire.
Dans un article du 23 mai, le Telegraph évoque la piste d'un test raté sur réseau qui aurait provoqué son écroulement par effet domino. Un test crucial en cette période charnière, un test destiné à montrer qu'on pouvait se passer du nucléaire. L'article fait le parallèle avec le test qui avait entraîné l'accident de Tchernobyl. Et l'article considère que c'est le gouvernement socialiste qui devrait être jugé pour ce fiasco.
Pour très hypothétique que soit cette piste, elle n'en reste pas moins emblématique du contexte du développement des EnR.
Le rôle de l'inertie dans la stabilité du réseau a été l'objet de controverse, le propos n'est pas d'en débattre ici. Mais simplement de s'appuyer sur l'avis de celui qui est chargé de le stabiliser. C'est à dire l'Entsoe, qui ne saurait être plus clair
Sachant que les GWs représentent la quantité d'énergie cinétique du système, et que plus la sous fréquence est importante et plus le risque est grand de déclenchement de sécurité d'unités de production qui aggravent cette sous fréquence par effet domino.
L'Espagne et le Portugal veulent plus d'interconnexion avec la France pour stabiliser leur réseau...
On les comprend
L'Espagne et le Portugal ont demandé mercredi à la Commission européenne d'agir pour renforcer en "urgence" les interconnexions électriques entre la péninsule ibérique et la France, afin d'éviter de nouvelles coupures comme la panne géante survenue le 28 avril.
La péninsule ibérique reste une « une île énergétique »
Dans un courrier commun remis au commissaire à l'Énergie Dan Jorgensen, dont l'AFP a obtenu copie, la ministre espagnole de l'Écologie Sara Aagesen et son homologue portugaise Maria da Graça Carvalho jugent nécessaire une "nouvelle impulsion politique" sur ce dossier.
La panne du 28 avril "a fortement touché l'ensemble de la péninsule ibérique et a montré l'importance de l'interconnectivité au sein du système électrique européen dans des situations critiques", écrivent dans cette lettre les deux ministres.
"Malgré les progrès réalisés ces dernières années", la péninsule ibérique reste en effet "une île énergétique", peu reliée au reste du réseau européen, expliquent-elles, en jugeant pour cette raison "urgent" d'"accélérer la réalisation des interconnexions électriques".
Selon les autorités, les infrastructures existantes entre la France et l'Espagne ont actuellement une capacité limitée, de l'ordre de 2,8 gigawatts (GW). Ce chiffre doit en théorie être porté à 5 GW à horizon 2028, mais ce niveau reste insuffisant aux yeux de Madrid et Lisbonne.
La France accusée de freiner les interconnexions
"Nous sommes pleinement conscients des défis qui subsistent", concèdent les deux ministres. Pour cela, "un engagement politique et financier ferme est nécessaire, à tous les niveaux, pour garantir une intégration rapide" de la péninsule au système électrique de l'UE, insistent-elles.
Selon des sources gouvernementales, un courrier similaire devrait être envoyé prochainement au ministre de l'Industrie français, Marc Ferracci, alors que Lisbonne et Madrid accusent régulièrement la France de mettre un frein aux projets de nouvelles interconnexions.
Ces dernières années, "notre gouvernement n'a pas cessé de se battre pour ces interconnexions", a insisté lors d'une audition au Sénat mercredi matin Sara Aagesen, jugeant nécessaire une impulsion "au plus haut niveau du point de vue politique" pour faire avancer ce dossier.
Face aux sénateurs, la ministre a de nouveau promis de faire toute la lumière sur l'origine de la panne. "Nous travaillons de façon intense pour identifier les causes" mais la réalité est "complexe", a assuré Mme Aagesen, qui a déjà prévenu que ce diagnostic pourrait prendre longtemps.
« Variations extrêmes » de tension avant la coupure
Dans un communiqué publié mardi, l'Association des entreprises d'énergie électrique espagnole (Aelec) a quant à elle demandé aux autorités d'étendre leurs investigations à des "variations extrêmes et généralisées" de tension électrique repérées dans les jours ayant précédé la coupure.
La panne "a été précédée par d'importantes oscillations de tension dans tout le réseau ibérique" le 28 avril au matin, mais aussi les 22 et 24 avril, "qui ont provoqué la déconnexion automatique de certains sites de production" d'électricité, signale l'association.
Or ces incidents, qui ont entraîné notamment l'interruption du trafic ferroviaire sur certains axes, ont été jusqu'à présent "ignorés" par le Réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d'électricité (Entso-E), qui mène sa propre enquête sur la panne, souligne-t-elle.
NB : L’Espagne et le Portugal, du fait de leur faible interconnexion avec la France et donc le reste de l’Europe, a obtenu de l’Europe d’échapper au calcul des prix de l’électricité en fonction des prix du gaz. Ceci leur a conféré un avantage certain de compétitivité par rapport aux autres pays
Vincent Bénard (Ingénieur et économiste) démontre les risques d'un développement des EnRI en France
La politique énergétique française prévoit d’ici à 2035 un déploiement massif de centrales électriques solaires et éoliennes. Le récent blackout en Espagne montre que cette stratégie est dangereuse pour notre sécurité énergétique.
Un réseau électrique fonctionne en équilibre permanent : à chaque seconde, la production doit correspondre à la consommation. Cet équilibre se traduit par la fréquence du courant alternatif, maintenue à 50 Hz. Si l’offre dépasse la demande, la fréquence monte, dans le cas contraire, elle baisse.
Cet équilibre est vital. Même une variation de ±0,5 Hz, minime en apparence, peut, si elle dure trop longtemps, engendrer des phénomènes vibratoires ou thermiques risquant d’endommager gravement le réseau électrique ou les équipements de ses clients.
Or, des déséquilibres temporaires sont inévitables : la demande varie constamment, des pannes se produisent, etc. La résilience est donc une exigence permanente du réseau.
L’équilibre est vital, les déséquilibres inévitables : comment alors se défend le réseau ?
Pour éviter tout dégât majeur, les réseaux ont plusieurs niveaux de défense. Le premier est leur inertie. Les centrales classiques (nucléaire, gaz, charbon, hydro) produisant l’électricité par rotation de turbines apportent une inertie mécanique qui permet de lisser ces variations. Grâce à elle, ces centrales amortissent en quelques secondes les variations de l’équilibre offre/demande et ainsi ont le temps d’adapter la puissance de leur générateur pour ramener en permanence la fréquence du réseau au plus près de 50Hz.
A contrario, les ENR intermittentes ne sont pas pilotables, sinon par un mode « on/off ». Elles ne permettent donc pas d’opposer une force d’inertie stabilisatrice si un fort déséquilibre survient.
Lorsque l’inertie n’est plus suffisante pour absorber une baisse de production ou de demande inopinée, des automatismes déclenchent des délestages : on coupe la livraison à certains consommateurs pour éviter l’effondrement global. Si cela ne suffit toujours pas, une coupure de sécurité ordonnée de l’ensemble du réseau peut être une solution.
Si cette coupure ordonnée n’était pas possible, l’effondrement du réseau se produirait de façon désordonnée et provoquerait les dégâts importants évoqués précédemment. Le terme souvent employé de blackout concerne aussi bien des coupures générales ordonnées que des effondrements de réseau fort heureusement bien plus rares.
Le blackout espagnol
L’événement déclencheur du récent incident espagnol n’est pas encore connu, mais l’hypothèse la plus probable sur sa propagation à toute la grille électrique est que ce jour-là le fort ensoleillement, couplé à une demande basse, a poussé les producteurs à mettre au repos leurs centrales classiques. Juste avant l’incident, 78% du courant ibérique provenait de sources non pilotables et 66% du solaire. L’inertie présente sur le réseau était donc basse, et sans doute trop faible pour absorber un incident déséquilibrant soudainement le rapport offre/demande.
Le dernier rapport du gouvernement espagnol indique qu’entre la première perte d’une station et la chute totale de la grille, seulement 27 secondes se sont écoulées. Plus encore, alors que la demande globale était de 25GW, seuls 2,2 GW ont été perdus lors des 20 premières secondes dans le sud du pays. Toutes les déconnexions de sécurité restantes se sont déclenchées sur tout le territoire dans les 7 secondes qui ont suivi. Ces délais très courts accréditent l’hypothèse d’une inertie insuffisante.
Le déclenchement en cascade des coupures de sécurité a cependant plutôt bien fonctionné. L’incident espagnol est donc une coupure générale ordonnée et non un effondrement chaotique du réseau. Le redémarrage a pu avoir lieu en 24 heures. Ce sont les énergies pilotables qui ont été la clé de ce redémarrage réussi, les centrales gaz contribuant à 50% de la production le lendemain de la coupure.
En France, selon la SFEN, les centrales nucléaires, à forte inertie, ont joué un rôle important pour empêcher la propagation de la panne au réseau électrique français.
Le déploiement du solaire et de l’éolien augmente les risques sur le réseau
Toutefois, un déploiement à marche forcée de renouvelables non pilotables est inscrit dans la stratégie nationale bas carbone (SNBC) du gouvernement. Celle-ci prévoit que d’ici 2035, la puissance installée comportera au moins 75 GW de solaire, 35 GW d’éolien terrestre et 18 GW d’éolien en mer. Cela peut engendrer la multiplication de situations nous rapprochant de celles vécues par l’Espagne.
Imaginons une journée typique d’été en 2035 : ciel dégagé sur toute l’Europe, vent modéré. À midi, en France, 75 GW de solaire installés produisent au maximum, l’éolien varie en permanence entre 5 et 10 GW : au moins 80 GW sont potentiellement injectables dans le réseau avec une régularité moyenne à cause du vent.
Mais en cette saison, la demande est actuellement comprise entre 28 et 32 GW. Elle pourrait augmenter d’ici 2035, mais pas au-delà d’environ 35GW.
Ce jour-là, en plein été, les exportations sont impossibles : tous nos voisins sont eux aussi en surproduction solaire. De plus, aucun des dispositifs envisagés pour lisser les pics de production des ENRi n’est réellement économiquement déployable à grande échelle (STEP, batteries, électrolyse de l’hydrogène, etc.), leur prix est prohibitif et certains sont encore loin de leur maturité technologique.
Résultat : lors d’une telle journée, l’excédent de puissance non modulable potentiellement déchargée dans le réseau dépasserait 40 GW. C’est rigoureusement impossible, le réseau serait détérioré bien avant.Les seuls recours seraient alors :
une coupure forcée massive de la production solaire et éolienne, et bien sûr une mise à l’arrêt ou au ralenti des centrales pilotables. Ce dernier point réduirait considérablement l’inertie du réseau capable d’amortir toute variation importante de fréquence ;
ou la désynchronisation du réseau, si les automatismes de coupure de production échouaient à équilibrer correctement l’offre et la demande. En clair, des coupures ordonnées de courant pourraient toucher une partie du réseau, ou sa totalité si sa résilience se révèlait insuffisante.
Ce scénario deviendra structurel, reproductible des centaines d’heures par an si le déploiement des ENRi atteint les niveaux inscrits dans la SNBC.
Conséquences économiques : l’électricité toujours plus chère et moins fiable !
Les risques identifiés ne sont pas seulement techniques : l’économie de l’électricité sera également affectée, et cela contribuera sans doute à renforcer l’instabilité du réseau.
Dans une situation de surproduction, les prix de gros de l’électricité chutent en territoire négatif : les producteurs doivent payer pour injecter leur courant sur le réseau. Tant que la subvention reçue par les ENRi couvre le prix négatif, leurs producteurs n’en souffrent pas excessivement.
Les centrales pilotables subissent une perte financière plus importante. En effet, dans cette situation, leur seuil de marge brute positive est bien plus élevé que pour les ENRi, dont les coûts variables de production sont plus faibles. Le gaz ou le nucléaire doivent donc être désactivés en priorité. Au risque, évidemment, que l’inertie nécessaire à stabiliser le réseau ne devienne insuffisante.
Ces épisodes de prix négatifs sur les différents marchés européens, rares avant 2015, ont explosé en 2023 et 2024 en Europe (graphiques ci-dessous) et l’on peut craindre que l’ajout massif d’ENRi sur le continent n’accélère ce phénomène.
Nombre et % d’heures de prix de gros négatifs sur le marché français. (Source: CRE)
Nombre d’heures cumulées de prix négatifs sur les marchés européens (Source: Selectra)
Dans ces conditions, les centrales pilotables à inertie indispensables à la stabilité du réseau ne sont plus correctement rémunérées, et donc l’intérêt d’investir dans ces centrales chute. Cela crée un cercle vicieux d’insécurité croissante de notre approvisionnement électrique.
Le seul moyen de financer les pertes d’exploitation entraînées par ces surcapacités est de surtaxer l’utilisateur final. Voilà pourquoi deux pays en pointe sur le déploiement des ENRi, l’Allemagne et la Grande-Bretagne, ont une électricité bien plus chère que la nôtre.
Conclusion
Un réseau électrique fiable et économiquement viable ne peut pas reposer sur des sources incontrôlables qui produisent n’importe quand sans correspondre aux besoins.
La Stratégie nationale bas carbone est une fiction coûteuse. Le seul choix rationnel pour le futur de notre approvisionnement électrique serait de mettre fin immédiatement au déploiement d’ENRi supplémentaires, et de se concentrer sur l’amélioration des moyens de production électriques stables, durables et pilotables.
Blackout espagnol : la centrale de Golfesh à l'arrêt
"En réponse, et conformément aux dispositifs de sûreté et de protection du réacteur, celui-ci s’est mis en arrêt automatique conformément aux protocoles de sécurité »
Par Helios STEPALAKISPublié le 19 mai 2025
Un léger doute planait sur les raisons exactes de l’arrêt inopiné d’un réacteur nucléaire de la centrale de Golfech (Tarn-et-Garonne), le 28 avril, pile au moment où le réseau électrique ibérique s’effondrait. Le doute est finalement levé.
L’arrêt automatique du réacteur n° 1 de la centrale nucléaire de Golfech, survenu le 28 avril 2025, est bien une conséquence du black-out massif qui a renvoyé l’Espagne et le Portugal au moyen âge durant une dizaine d’heures. C’est ce qu’a confirmé le 5 mai le gestionnaire du réseau français RTE. L’incident, inédit par son ampleur en Europe, a entraîné des perturbations en chaîne jusque de l’autre côté des Pyrénées.
La chronologie des événements était assez troublante. À 12h33, alors que l’ensemble de la péninsule Ibérique se retrouve privée d’électricité, le premier des deux réacteurs nucléaires de la centrale de Golfech s’arrête automatiquement. En cause ? « Une forte variation de la fréquence du réseau électrique externe [qui] a perturbé le fonctionnement normal de l’unité de production ». « En réponse, et conformément aux dispositifs de sûreté et de protection du réacteur, celui-ci s’est mis en arrêt automatique conformément aux protocoles de sécurité », explique l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), à qui l’incident a été déclaré deux jours plus tard.
RTE indique que plusieurs installations du sud-ouest de la France ont été affectées, bien que de façon limitée. Des coupures ont touché certains foyers et industriels, notamment au Pays basque français. EDF a lancé une enquête interne pour vérifier l’intégrité des installations de Golfech, qui ont pu être remises en service dès le lendemain. L’origine exacte du black-out ibérique n’a toujours pas été officiellement déterminée, mais cet épisode met en lumière la part des énergies renouvelables intermittentes dans le mix et les interconnexions entre réseaux européens.
Total énergie inaugure son plus grand champ photovoltaïque en Espagne
Après le blackout du 28/4, les petits fours devaient avoir un goût amer!
TotalEnergies inaugure en Espagne sa plus grande centrale solaire en Europe
· Connaissance des Énergies avec AFP
· parue le 22 mai 2025
TotalEnergies a inauguré jeudi en Espagne, près de Séville, son plus grand champ solaire en Europe, la centrale de Guillena, d'une capacité installée de 263 mégawatts (MW) d'électricité renouvelable, qui pourra alimenter plus de 150 000 foyers.
"Ce champ de centrales solaires produira 515 gigawattheures (GWh) par an d'électricité renouvelable, soit l'équivalent de la consommation de plus de 150 000 foyers espagnols", indique l'énergéticien dans un communiqué. "Ils éviteront l'émission de 245 000 tonnes de CO2 par an", ajoute-t-il.
La majeure partie de l'électricité produite sera vendue par le biais de contrats d'achat d'électricité à long terme (ou "power purchase agreements") et le restant sera vendu sur le marché de gros.
Les "power purchase agreements" (PPA) sont des contrats sur plusieurs années par lesquels les clients achètent leur électricité d'origine renouvelable à un prix prédéfini et stable.
Ce projet "contribue à l'ambition de l'Espagne d'atteindre 80% d'énergies renouvelables dans son mix d'ici 2030", a déclaré Olivier Jouny, directeur des énergies renouvelables chez TotalEnergies.
Le groupe est le quatrième fournisseur d'électricité, de gaz et de services associés en Espagne, avec plus de 2 millions de clients particuliers et professionnels.
Éolien offshore, toujours plus grand et plus puissant
La Chine à l'œuvre...
Non contente d’écraser totalement la concurrence dans le domaine de l’énergie solaire, l’industrie chinoise domine aussi maintenant celle de l’éolien et notamment de l’éolien marin. Le groupe chinois DongFang Electric vient ainsi de commencer à tester une éolienne marine d’une capacité de 26 MW. L’éolienne marine type avait il y a moins de dix ans une puissance de 6 MW. Plus les éoliennes sont grandes, plus l’électricité produite est importante, plus elle est compétitive, et moins il faut en installer.
La course au gigantisme des éoliennes marines se poursuit à un rythme effréné que les difficultés techniques grandissantes ne freinent même pas. Depuis 1999, une éolienne terrestre moyenne a vu sa puissance tripler, de 1 à plus de 3 mégawatts (MW), et sa hauteur de mât passer de 60 mètres à plus de 100 mètres. En mer, la course au gigantisme est encore plus spectaculaire et se heurte à moins d’opposition des populations locales et des autorités politiques. La plus grande développée par le groupe chinois Dongfang Electric dépasse aujourd’hui à la pointe de ses pales 310 mètres de haut (presque autant que la tour Eiffel et ses 324 mètres) et produit jusqu’à 26 MW… L’éolienne marine type est passée de 6 MW en 2016 à 12 MW aujourd’hui.
Les premiers exemplaires du modèle de DongFang ayant une capacité de 26 MW sont aujourd’hui en tests dans la province de Fujian. Ils sont capables chacun de produire 100 GWh d’électricité par an avec des vents moyens de 10 mètres par seconde, ce qui est suffisant pour alimenter 55.000 foyers.
La puissance d’une éolienne augmente avec le carré du rayon balayé par ses pales
Cette course au gigantisme s’explique avant tout par le fait que plus les éoliennes sont grandes, plus l’électricité produite est importante, plus elle est compétitive, et moins il faut en installer… C’est une évidence mais la taille des pales d’une éolienne détermine la quantité d’électricité qu’elle va produire.
La puissance d’une éolienne augmente avec le carré du rayon balayé par ses pales. Une turbine dont les pales sont deux fois plus longues est théoriquement quatre fois plus puissante. Mais l’expansion de la surface balayée par le rotor exerce une plus grande pression sur l’ensemble de la structure et la masse des pales grandit à raison d’un multiple de trois de la longueur même si l’utilisation de matériaux synthétiques toujours plus légers et résistants réduit cela.
Et puis plus les pales sont longues, plus elles deviennent flexibles. Au-delà d’une certaine longueur, elles risquent d’entrer en collision avec la nacelle. Il y a également la question de l’usure des pales résultant de l’impact de la pluie et des projections d’eau de mer. Avec les technologies actuelles, la vitesse des extrémités des pales doit être limitée à 90 mètres par seconde, ce qui correspond à environ 300 kilomètres heure, pour limiter leur usure. Au fur et à mesure que les éoliennes grandissent et que leurs pâles deviennent plus longues, leurs rotors doivent tourner moins vite. Les lois de la physique devraient donc finir pas imposer une taille limite aux éoliennes. Mais les ingénieurs ont de la ressource
Brèves :
le Syndicat des énergies renouvelables (SER) pas content!
Après la Belgique, le Danemark est intéressé par le nucléaire.
De quoi susciter la colère: Les enfants victimes de la propagande éolienne
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