Bruxelles, les États mainstream de l’UE et l’ENTSO-E, leur complice, entretiennent le mutisme et le commentaire dilatoire pour conjurer l’accaparement de la politique électro-énergétique de l’UE par une insurrection populaire à laquelle les institutions nationales ne résisteront plus longtemps. En témoignent les déclarations ci-après des péremptoires gardiens du dogme photovoltaïco-éolien se félicitant que l’énergie solaire ait représenté 10 % de la production d’électricité de l’UE, en 2023 :
La transition vers un système énergétique décarboné repose sur l’intégration rapide de grandes quantités de sources d’énergie renouvelables (EnR) et la suppression progressive correspondante de la production d’énergie fossile. Grâce au Plan décennal de développement du réseau (PDDR), l’ENTSO-E a démontré que ce processus est non seulement réalisable, mais aussi bénéfique pour la société européenne […] Or, la réduction de l’inertie du système est une conséquence naturelle de la diminution du nombre de masses tournantes de générateurs synchrones directement connectés au réseau. Le soutien à la stabilité traditionnellement assuré par ces générateurs – comme la grande majorité des installations de production d’électricité – ne sera plus disponible dans un système presque exclusivement dominé par les EnR […] La phase II du projet Inertie vise à étudier et à déterminer les besoins en inertie pour permettre l’intégration des énergies renouvelables sans compromettre la résilience du système. L’atteinte du niveau de résilience cible ne doit pas limiter les services du marché de l’électricité ni l’intégration des énergies renouvelables par des réductions ou des redispatchings.
Déclarant n’avoir aucun élément indiquant que la production éolienne et solaire est la cause du blackout espagnol (1), l’inénarrable RTE ne manque pas l’occasion d’assurer la curie bruxelloise de son allégeance.
Les professionnels du métier dont le GRT (Gestionnaire du Réseau de Transport) a hérité, a dévoyé la déontologie et la mission, l’invitent à souffrir d’être aidé à y voir plus clair dans cette affaire, notamment à propos de la fable de l’inertie des grosses machines tournantes ; comme si la propriété intrinsèque de ces dernières pouvait les dispenser de l’asservissement à une régulation sophistiquée. De fait, cette inertie ne présente pas plus d’intérêt à la montée en puissance d’un groupe turbo-alternateur qu’en régime établi, et tenter d’en exploiter le potentiel de production, après la fermeture des vannes d’admission vapeur, présente même un réel danger.
En régime établi, la ligne d’arbre d’un groupe turbo-alternateur ne fait qu’opposer un couple moteur rigoureusement égal au couple résistant de la demande électrique, par la grâce des réglages primaire de fréquence, secondaire fréquence-puissance et tertiaire dont il est question en suivant, corrigeant en permanence le moindre changement de la vitesse de rotation de la machine résultant d’un écart entre les deux couples. Dans un tel contrôle de vitesse – mesuré en Hertz (Hz) du courant produit – l’inertie ne joue aucun rôle. Quant à tirer profit de cette dernière lors de la décélération de la ligne d’arbre, après la fermeture des vannes d’admission, les Russes s’y sont essayés à Tchernobyl en 1986, avec un exercice de défense passive les ayant amenés à prendre d’extravagantes libertés avec la sûreté nucléaire, dont on sait comment il s’est terminé…
Le réglage primaire de la fréquence d’un système électrique est assuré par un dispositif automatique équipant tous les groupes de production thermique est hydraulique, dispositif dont sont dépourvus les productions éolienne et solaire. La participation d’un groupe à ce réglage s’exprime en MW/Hz. Elle est de 450 MW/Hz pour un groupe nucléaire de 900 MW, de 20 à 25 MW/Hz pour une Turbine à Combustion, une TAC. Il va de soi qu’un tel réglage nécessite de disposer d’une réserve de puissance primaire suffisante.
Télécommandé par le GRT – ou dispatching –, le réglage secondaire fréquence-puissance vient quant à lui corriger l’imprécision du réglage précédent à l’aide d’une réserve de puissance secondaire, tandis que le réglage tertiaire également appelé réserve tournante corrige en permanence le suivi de la charge programmée la veille.
Examinons donc la situation officielle du système électrique espagnol du 28 avril 2025 à 12h33, au moment du blackout, et livrons-nous à une spéculation analytique légitime à partir des éléments fournis.
Une production totale de 25 GW était assurée à environ 60 % par le solaire, 10 % par l’éolien, 11 % par le nucléaire et 5 % par le gaz, quand 15 GW de puissance solaire provenant du Sud-Ouest du pays, d’Estrémadure, disparurent subitement, après que le système ait subi des oscillations de fréquence et même des désynchronisations durant les deux heures précédentes.
Notons que le réglage de la fréquence d’un tel système n’était assuré que par les 2,75 MW de nucléaire probablement produit par 3 tranches de 900 MW et par les 1,25 MW gaz probablement produits par 13 TAC de 100 MW.
Non seulement cette capacité de réglage était dramatiquement insuffisante, mais on en imagine sans peine le caractère erratique communiqué par les tentatives de suppléer l’absence de réserves de puissance par le bricolage numérique du contrôle-commande des productions éoliennes et solaires. Bref, évaluer comme suit ladite insuffisance, à l’aune de ce qui est exposé plus haut, ne présente aucune difficulté :
Trois tranches nucléaires offrent trois fois 450 MW/Hz, soit 1350 MW/Hz de participation au réglage primaire de fréquence, et 13 TAC en offrent 13 fois 25 MW/Hz, soit 325 MW/Hz. Ainsi, avec un total de 13825 MW/Hz, la capacité de réglage primaire de la fréquence du système peut-elle compenser la perte d’1 Hz à condition de n’avoir pas perdu une puissance supérieure à 13 825 MW. Or, le système espagnol en perdit, hélas, 15 000 d’un seul coup.
La suite largement prévisible des évènements a dû être au mieux la suivante : à 49 Hz, on a dû faire appel d’urgence à une réserve tertiaire inexistante, en tout cas indisponible dans les délais requis, à 48,5 Hz, une grande partie de la consommation nationale a dû être délestée automatiquement et à 47,5 Hz on a dû procéder au découplage automatique de plusieurs groupes de production pour protéger leurs installations.
Dès lors, la seule vraie question que pose la survenue de pareil blackout est celle de savoir ce qui a causé la disparition des 15 GW solaires. Une subite couverture nuageuse n’a tout de même pas plongé l’Estramédure dans la nuit en un clin d’œil ?! Non, la cause de cette dérobade de puissance est manifestement à chercher du côté de la désynchronisation de l’exutoire français, dont le graphique des échanges commerciaux à nos frontières donne une forte présomption à 10h45 (2), désynchronisation plus ou moins récurrente – on parle d’oscillations – et/ou plus ou moins fugitives ayant sans doute conduit au déclenchement de protections électriques suivant les deux possibles scénarios suivants :
Le premier, intuitif, est celui du déclenchement de la protection de fréquence haute, dont le seuil ultime à 52 Hz provoque le délestage des consommateurs en même temps que le découplage de tous les groupes de production qui n’ont pas été découplés automatiquement au seuil précédent 51,5 Hz < F < 52 Hz, dans un contexte de surproduction massive de KWh solaires ne pouvant momentanément plus être correctement écoulée vers une France connectée au reste du système européen.
Le second scénario tient au fait que la désynchronisation d’un ou plusieurs groupes de production a en général pour principale conséquence une grave oscillation de la tension en certains points du réseau, nécessitant de compartimenter ce dernier pour protéger les machines les plus vulnérables ou d’y régler en conséquence la tension. Or, les Français doivent savoir que, incapables de régler la fréquence du courant distribué, éolien et photovoltaïque sont de surcroît incapables de régler la tension. Car un tel réglage consiste à produire ou à absorber, selon le cas, de l’énergie réactive ce que, seuls, les gros alternateurs des machines thermiques et hydrauliques peuvent faire, en faisant varier l’excitation de ces derniers. Ces besoins en production ou en absorption d’énergie réactive peuvent être considérables et se manifester très loin du groupe électrogène qui les satisfait. Pour la culture, on peut illustrer un tel service par l’exemple suivant :
On peut exprimer l’action d’un groupe de production sur la tension par la formule suivante : ∆u = U x ∆Q/Pcc, où U est la tension du réseau, ∆Q la quantité de puissance réactive absorbée et Pcc la puissance de court-circuit du lieu de desserte. Avec une Pcc couramment de l’ordre de 20 000 MVA (Méga Volts.Ampères), un groupe nucléaire de 1300 MW absorbant 500 MVAR (MégaVolts.Ampères Réactifs) est en mesure de faire baisser localement la tension de 2,5 %, soit de 10 Kv sur un réseau de 400 KV.
Les protections tension ont-elles frappé le parc solaire d’Estrémadure ? Ce parc a-t-il été isolé dans le cadre du compartimentage dont il est question ci-dessus ? A-t-il au contraire été victime de la protection du système espagnol contre une fréquence prohibitive du courant ? Quelle que soit la bonne réponse, ce qui précède met suffisamment en évidence que combiner le recours massif à l’éolien et au photovoltaïque avec l’indigence de leur production et leur intolérable passivité en matière de réglage du système électrique est proprement suicidaire.
Une chose est sûre en tout cas : les Français attendraient plus que jamais la présente réflexion de gens que leurs impôts et leurs factures paient pour le faire – un débat parlementaire sur le sujet est parait-il proche –, des gens que leurs tutelles seraient bien inspirées d’obliger à s’y atteler en prenant la présente pour base de travail.
8 réponses
« Noyer le poisson », voilà l’objectif de Bruxelles… avec la complicité bienveillante des médias télévisuels qui n’en parlent plus 😔
Mon article comporte une coquille qui, heureusement, en renforce le propos. Lire que 3 x 450 MW/Hz font 1350 MW/Hz et non pas 13500. Hélas pour les Espagnols, la boulette doit être prise comme une correction qui aggrave considérablement la carence de leur système électrique, en matière de capacités de contrôle de la fréquence. Nos voisins ne sont pas au bout de leur peine…
Coquille corrigée
Je vais faire disparaître ce commentaire
Je ne suis pas d’accord … en particulier sur ce genre de phrase: « … cette inertie ne présente pas plus d’intérêt à la montée en puissance d’un groupe turbo-alternateur qu’en régime établi, et tenter d’en exploiter le potentiel de production, après la fermeture des vannes d’admission vapeur, présente même un réel danger. »
Il est impossible de produire de l’électricité à fréquence constante sans vapeur … Ce n’est pas à cela que sert l’inertie !
Pour comprendre, on peut comparer une voiture fonctionnant en « régulation de vitesse », analogue à un turboalternateur tournant à vitesse constante et donc délivrant un courant alternatif de fréquence fixe (multiple de sa vitesse de rotation). La vanne d’admission est ce qui remplace « l’accélérateur » de la voiture. Supposons une « perturbation » (une rafale de vent contraire pour la voiture ou une augmentation brusque de la consommation sur le réseau électrique). Cette perturbation va provoquer dans les 2 cas une « baisse de vitesse » qui sera détectée par le système de contrôle qui réagira par un « coup d’accélérateur » sur la voiture, par une ouverture plus grande de la vanne d’admission sur la turbine. Supposons que lors de cet « incident », la voiture était énormément chargée … sa vitesse aura très peu varié. De même si l’inertie du turboalternateur est importante, sa perte de vitesse sera minime. Si au contraire, elle est relativement faible, la perte de vitesse sera importante, et la baisse de fréquence importante également, avec le risque de devoir disjoncter (et fermer en urgence la vanne d’admission) en cas de passage au-dessous du seuil autorisé, sous peine d’ennuis encore plus importants ! Le réseau européen « central » (l’Espagne n’en fait pas partie du fait d’une interconnexion avec la France de trop faible capacité) doit pouvoir encaisser la perte d’une production de 3 GW sans franchir ce seuil: https://enerdigit.fr/reserve-primaire-secondaire-tertiaire/
A cette inertie mécanique, il faut ajouter une inertie thermique dans le cas des centrales thermiques à vapeur, fossiles ou nucléaires. Les chaudières de ces centrales ont une masse importante d’acier et d’eau à haute température. Par ouverture de la vanne d’admission de la turbine, on peut tirer profit de cette réserve de chaleur et augmenter instantanément le débit de vapeur pour produire davantage d’électricité, avant même que la « puissance de chauffage » n’ait eu le temps d’intervenir. Pour une analogie, on peut considérer une cocotte minute: si on soulève légèrement la soupape, le débit de vapeur va augmenter (au prix d’une légère baisse de pression, mais largement compensée par l’augmentation de débit), le régime du brûleur n’ayant que très peu d’influence … du moins au début !
Vous ne pouvez qualifier l’énergie cinétique acquise par la voiture d’inertie que si le régulateur de vitesse met son moteur au point mort, ce qui peut avoir un sens pour évaluer la distance parcourue sur l’élan par le mobile ou pour charger, en descente, la batterie de traction d’une Tesla avec son frein électrique, son moteur synchrone passant alors en mode alternateur. Mais ceci n’a aucun sens dans le cas de la production électro-énergétique par une centrale thermique dont la régulation a pour fonction de conserver en permanence l’équilibre le plus rigoureux possible entre une force motrice et une force antagoniste de même valeur le plus clair du temps, une conservation d’équilibre faisant systématiquement appel à un supplément ou à une diminution d’énergie motrice, quelle que soit l’ampleur de la perturbation ; les mots on un sens : à aucun moment le groupe turbo-alternateur (GTA) n’est « inerte ».
Sur le plan technique, la régulation de la turbine fonctionne comme suit : image de la puissance délivrée au GTA, la pression vapeur à la première roue du corps HP de cette dernière est communiquée à un fluide de régulation qui le transforme en signal électrique commandant aux servomoteurs des vannes d’admission par l’intermédiaire d’un convertisseur électro-hydraulique. Il est intéressant de noter que la communication d’un signal pression est nettement plus prompte que celle d’un signal électrique. Par ailleurs, inutile de préciser que cette régulation est en permanence d’une incroyable sensibilité à des perturbations dont les conséquences peuvent se mesurer en milli-hertz du courant distribué.
Quant à imaginer exploiter l’inertie thermique d’une chaudière, quelle qu’en soit la nature, pardonnez-moi mais ça relève d’une méconnaissance du fonctionnement de cette dernière. Non seulement ce dernier ne donne pas lieu au stockage dans les installations d’une quelconque énergie thermique résiduelle exploitable, mais pour communiquer au GTA l’énergie principale avec le moins mauvais rendement possible il faut déjà en limiter drastiquement les pertes par une isolation massive de ces installations, permettant de tendre vers une itération la plus adiabatique possible du cycle eau-vapeur, avec l’obtention du meilleur vide possible au condenseur.
L’exploitation d’une centrale thermique, dont le piètre rendement est souvent inférieur à 40 %, ne recèle aucun trésor énergétique caché et la seule énergie résiduelle qu’on peut y observer, sans pouvoir l’exploiter, est de nature nucléaire, après la chute des barres de contrôle dans le cœur du réacteur concerné.
Je ne suis pas d’accord avec vous, et je pense que nos divergences résultent du fait que je n’envisage l’influence de l’inertie que pour faire face à des perturbations de courte durée:
– Inertie mécanique: « Vous ne pouvez qualifier l’énergie cinétique acquise par la voiture d’inertie que si le régulateur de vitesse met son moteur au point mort »
Avez vous déjà conduit une voiture chargée (éventuellement tirant une remorque également chargée) … vous aurez sans doute remarqué que les distances de freinage augmentent, que le moteur soit embrayé ou débrayé. C’est ce qu’on appelle l’effet de l’inertie. Il en est de même pour un turboalternateur. Face à une perturbation modérée, un « gros » verra sa vitesse peu affectée (on parle d’un effet qui dure moins de quelques secondes), alors qu’un petit ralentira fortement, voire « calera » (ou plutôt décrochera).
– Inertie thermique: Là aussi, il ne s’agit que d’une action de faible durée (quelques minutes) qui prolonge la précédente.
Le mode de régulation que vous décrivez (régulation de la pression chaudière par le turbo) s’applique sans problème pour une petite centrale couplée à un grand réseau dont la fréquence est régulée par d’autres. Par contre, il faut bien que quelqu’un régule cette fréquence, et c’est le rôle des « grosses » centrales dont je parle (ce serait aussi le cas d’une petite centrale fonctionnant en mode « îloté », et dont la pression chaudière est alors régulée par des vannes de by-pass turbine par exemple).
En pratique, supposons le découplage inattendu d’une centrale du réseau, la puissance consommée par le réseau est supérieure à la production initiale. Dans les premières secondes, l’énergie manquante est prélevée sur l’énergie cinétique des turboalternateurs (et aussi d’ailleurs des moteurs des consommateurs). Cela donne le temps aux vannes d’admission vapeur de s’ouvrir pour délivrer un supplément de puissance par consommation accrue de vapeur grâce à la chaleur emmagasinée dans la masse de la chaudière. Cette action, qui intéresse aussi les centrales hydroélectriques, doit durer jusqu’à ce que les moyens de secours (diésels, turbines à gaz) aient eu le temps de démarrer, se coupler au réseau et monter à pleine puissance.
Contrairement à ce que vous écrivez, il existe bien une « réserve de chaleur » et une « réserve d’énergie cinétique » dans ces systèmes traditionnels, qui bien sûr, n’est pas de durée illimitée, mais qui permet néanmoins au réseau de supporter les perturbations auxquelles il peut être soumis la plupart du temps.
Question :
Que se serait-il passé si l’interconnexion France-Espagne avait permis de passer plus de débit électrique ?
Est-ce que le réseau français aurait tenu, ou se serait-il mis lui-même en drapeau … en effondrant tout le réseau européen dans la foulée ?
La solidarité, c’est bien mais jusqu’à un certain point seulement !
N’est-il pas heureux pour nous que cette interconnexion soit limitée ?
En effet … d’autant plus que les perturbations espagnoles ont provoqué l’arrêt d’un réacteur de la centrale de Golfech (le 2ème réacteur était déjà arrêté en maintenance programmée) …. juste au moment où le réseau espagnol réclamait plus de puissance ! https://france3-regions.franceinfo.fr/occitanie/tarn-et-garonne/montauban/une-forte-variation-de-la-frequence-du-reseau-electrique-l-arret-du-reacteur-nucleaire-de-golfech-bien-lie-a-la-panne-electrique-en-espagne-3149894.html