Contenu du sommaire : Gérer les énergies intermittentes électriques

La variabilité1 de certaines énergies renouvelables (principalement de l'éolien et du solaire photovoltaïque) pose des problèmes réels souvent mal compris et surestimés. La variabilité n'est pas une nouveauté pour les gestionnaires de réseaux électriques. Ceux-ci doivent constamment faire face aux variations de la demande d'électricité ainsi qu'aux incidents susceptibles d'affecter les outils de production ou les réseaux de transport et de distribution.L'introduction dans les réseaux de renouvelables variables augmente certes le besoin de flexibilité, mais elle ne le crée pas, et l'on peut, par ailleurs, travailler à augmenter cette dernière. Examinons donc la situation française à court terme (à l'horizon 2020), puis les questions qui se posent pour la plupart des réseaux à plus long terme, avant de revenir sur les spécificités françaises.

À partir de la concession du Rhône et de la libéralisation du marché de l'électricité, la Compagnie Nationale du Rhône (CNR) a développé un modèle intégré de gestion des énergies renouvelables intermittentes hydrauliques, éoliennes et photovoltaïques autour de la prévision, de l'optimisation et de l'accès aux marchés. S'il est beaucoup plus difficile de gérer ces énergies que les moyens thermiques classiques, ce n'est cependant pas impossible. Le système développé par la CNR lui permet de mieux valoriser sa production et de développer des capacités de stockage. Il est indispensable pour pouvoir « se servir utilement » de ces énergies anciennes issues de technologies nouvelles. Ce modèle forme aujourd'hui le cœur du process de CNR, à côté de l'exploitation et de la maintenance de ses installations, et constitue la base de son développement futur. Celui-ci passera par l'agrégation d'autres actifs et par la nécessaire anticipation des évolutions que le système électrique pourrait connaître avec l'émergence des réseaux intelligents (smart grids), la production distribuée et de nouvelles possibilités de stockage.

Au-delà de la difficile question des éventuels surcoûts prévisibles du kWh unitaire introduits sur le réseau et qu'il faut tenter de rendre aussi faibles que possible par l'amélioration des technologies de captage et de conversion, l'intégration en proportions croissantes d'électricité produite à partir d'énergies renouvelables dans notre consommation nationale, d'abord en substitution aux combustibles fossiles, pose à la recherche des défis afin de limiter les contraintes dues au caractère intermittent de la plupart des énergies précitées. Les solutions proposées passent par le développement de capacités de stockage local ou centralisé performantes sur le plan technique tout autant qu'économique et par l'introduction des technologies de l'information dans les réseaux et les équipements électriques afin d'inverser la logique qui prévaut actuellement, de façon à ce que la demande s'ajuste désormais à l'offre, et non l'inverse, certes dans des proportions sans doute limitées, mais indispensables.

Nous présentons dans cet article une synthèse des résultats de l'étude « Énergies nucléaire et renouvelables : effets systémiques dans les réseaux électriques bas carbone » récemment publiée par l'Agence pour l'Énergie Nucléaire de l'OCDE. Cette étude analyse les interactions entre les technologies programmables et les énergies renouvelables variables (principalement l'éolien et le solaire), présente les principaux effets de ces interactions sur le système électrique et apporte des estimations empiriques systématiques des coûts associés pour six pays membres de l'OCDE.

En parallèle au processus de libéralisation du marché de l'électricité, ces vingt dernières années ont été marquées par une forte expansion des énergies renouvelables en Europe.L'augmentation de la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique, avec l'objectif de la Commission européenne de 20% de renouvelables d'ici à 2020, n'est pas sans incidence sur la formation des prix de marché. En effet, les énergies intermittentes subventionnées peuvent, de par l'effet « ordre de mérite », entraîner des réductions de prix sur le court terme, voire des prix négatifs à certaines périodes de l'année.

Sources d'énergie renouvelable, le solaire et l'éolien sont par nature intermittents. La gestion de leur production d'électricité est donc un problème à solutions multiples. Toutes ne sont cependant pas compatibles avec la nécessité de réduire les émissions de gaz à effet de serre et de prévenir ainsi la menace d'un changement climatique.

L'intégration des énergies renouvelables constitue l'un des enjeux les plus structurants pour l'évolution du système électrique dans les années à venir.Ainsi, il est indispensable de faire évoluer les modes d'exploitation des réseaux électriques en les rendant toujours plus « intelligents » (smart grids) et de renforcer la coordination entre les réseaux électriques à l'échelle de l'Europe.En outre, il convient de développer un réseau de transport adapté et interconnecté au niveau européen de façon à tirer parti des complémentarités énergétiques existant au sein de cette zone géographique.

Une véritable révolution des systèmes électriques est en cours avec le développement rapide de la production d'électricité décentralisée, l'émergence d'une gestion active de la demande, l'introduction annoncée de nouveaux moyens de stockage et l'apparition de nouveaux usages (comme les véhicules électriques). Ces transformations vont se concrétiser progressivement, de façon différenciée suivant les pays et les régions, mais elles vont se conjuguer pour former un système dont la gestion nécessitera beaucoup plus d'intelligence, d'automates et d'électronique. À la croisée entre la production et la consommation d'électricité, le gestionnaire de réseau de distribution doit maîtriser la complexité technique du nouveau système, limiter la hausse des coûts et garantir la qualité de service attendue par les clients et les acteurs du marché.

Les îles « électriques » françaises que sont les départements d'outre-mer et la Corse sont de petits systèmes électriques isolés faisant partie de la catégorie des zones non interconnectées (ZNI) au réseau métropolitain continental. Elles se caractérisent par une croissance importante de la consommation et un coût de l'électricité très élevé, largement subventionné grâce au dispositif de péréquation de l'électricité couvert par la contribution au service public de l'électricité (CSPE). Le développement des énergies renouvelables (ENR) intermittentes, surtout d'origine photovoltaïque (PV), y a été exponentiel depuis 2008 grâce à un fort soutien par des politiques publiques en termes d'objectifs, de tarifs d'achat et de règles de défiscalisation.Au travers des nombreuses expérimentations en cours, les ZNI sont aujourd'hui de véritables laboratoires contribuant à anticiper les difficultés futures auxquelles seront confrontés les systèmes électriques interconnectés une fois que le taux des ENR intermittentes dans leur mix énergétique aura significativement progressé.

La catastrophe survenue dans la centrale nucléaire japonaise de Fukushima a changé la politique énergétique allemande de manière fondamentale. L'impact des informations émanant du Japon a poussé le gouvernement fédéral allemand à redoubler ses efforts pour augmenter encore plus rapidement la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique allemand et mettre un terme à l'utilisation du nucléaire dans les plus brefs délais. Cette Energiewende, comme l'appellent les Allemands, est une des grandes priorités politiques du gouvernement et le projet par excellence qui mobilise l'ensemble de la société allemande. Ce changement de politique énergétique a poussé à revoir en un temps record bon nombre de lois pour cadrer cette transition énergétique. Si la plupart des acteurs s'attendaient à d'importants amendements des textes directement liés au parc de production, ce qui est remarquable – et sans doute aussi plus surprenant – c'est l'ampleur des changements concernant les lois relatives aux réseaux électriques, et plus particulièrement à la gestion et au développement du réseau de transport d'électricité.

La croissance de la quantité d'énergie d'origine renouvelable injectée dans le système électrique de la péninsule ibérique, associée à l'installation d'autres technologies, représente un défi en raison des particularités de ce type de technologies. Des solutions innovantes et de nouveaux paradigmes opérationnels peuvent s'avérer indispensables pour relever ce défi. Les réseaux doivent intégrer de nouvelles spécifications adaptées à ces technologies, et des stratégies de gestion de la demande doivent être intégrées aux centres de contrôle, de manière à maximiser la production d'électricité renouvelable tout en équilibrant le réseau et en en maintenant la sécurité.En temps réel, les progrès les plus susceptibles de faciliter l'intégration de ressources renouvelables sont l'introduction de l'observabilité et celle de la contrôlabilité, toutes deux fondamentales pour l'équilibrage du réseau et la gestion de l'impact des énergies renouvelables sur l'adéquation entre la production et la demande. À cet égard, le système électrique espagnol a chargé spécifiquement un centre de contrôle de la gestion de ces technologies, afin de maximiser la quantité d'électricité d'origine renouvelable.

Le développement des énergies alternatives se heurte à des difficultés économiques et politiques souvent insoupçonnées. Aux généreux tarifs de rachat mis en place pour favoriser le développement de l'éolien et du photovoltaïque, et aux subventions requises pour garantir les capacités d'appoint (par ailleurs fortement émettrices de CO2) nécessaires à l'équilibre du système électrique, il faut ajouter le développement des réseaux de transport de l'électricité des lieux de production vers les lieux de consommation (en Allemagne, la longueur nécessaire serait de 4 500 km).La construction coûteuse de ces réseaux se heurte à l'opposition des populations, à tel point que l'Allemagne n'a pu construire en dix ans que 100 km de ces nouvelles lignes...Enfin, le renforcement des interconnexions entre les États européens encourage chacun d'entre eux, comme l'Allemagne ou le Danemark, à faire supporter par ses voisins l'intermittence résultant de ses seules décisions politiques nationales. Après la crise européenne de l'euro, connaîtrons-nous celle de l'électricité ?

La part totale des renouvelables dans l'électricité de l'Union européenne devrait passer de 19,4% en 2010 à 34% en 2020.Les changements dans la manière de produire de l'électricité qu'implique l'engagement pris par l'Union européenne de réduire ses émissions de CO2 et d'augmenter la part des renouvelables dans son mix électrique requièrent de nos systèmes électriques qu'ils deviennent beaucoup plus flexibles qu'ils ne le sont aujourd'hui.

Ouvrant la possibilité de piloter la demande pour participer à l'équilibre électrique, l'effacement diffus constitue une nouvelle filière électrique d'envergure mondiale. Ce métier permet de réaliser jusqu'à 15 % d'économies d'énergie (en supprimant les gaspillages) sans aucun frais pour les consommateurs ni pour les contribuables. Cette activité est rentable dès lors que l'on peut lui attribuer la valeur des économies qu'elle fait réaliser au système électrique dans son ensemble en termes d'énergie et d'investissements évités. Les fournisseurs s'y opposent, car leur raison d'être est de vendre plus d'énergie et plus cher. Ils feignent même de vouloir exercer ce métier nouveau, malgré un retard de plusieurs années sur la technologie et un conflit d'intérêts manifeste. Malgré cela, le cadre réglementaire se met en place avec le soutien courageux et lucide de la puissance publique. Cette filière créée par Voltalis en Europe est porteuse d'économies pour sept millions de foyers équipés au tout électrique en France, parmi lesquels les plus modestes, et est source de milliers d'emplois directs. Cette innovation à la fois technologique, écologique et sociale, incarne la transition énergétique juste engagée par notre pays.

Présente en France depuis les années 1990, la production d'énergie électrique par la force du vent représentait une puissance raccordée de 6 750 MW à la fin 2011. Si l'essentiel des mises en service récentes et du parc total de machines est le fait de constructeurs étrangers, l'industrie française a été, ces dernières années, présente sur le marché ; en effet, des PME françaises y occupent des marchés de niche, et par ailleurs, l'industrie européenne incorpore de nombreux composants français ; enfin, deux grandes entreprises françaises ont pris récemment des positions industrielles de niveau européen.À ce titre, le développement actuel de l'éolien offshore représente pour les entreprises françaises une réelle opportunité stratégique, d'autant plus que la France, outre le fait qu'elle bénéficie de conditions géographiques favorables à l'implantation de tels parcs, dispose à travers son industrie parapétrolière d'un véritable savoir-faire en matière de travaux en mer.

La production d'électricité photovoltaïque a connu une très forte expansion au cours de la dernière décennie, notamment en Europe et, en son sein, plus particulièrement en Allemagne et en Italie, sous la double impulsion de tarifs de rachat avantageux et d'une baisse régulière du prix des modules. Cette croissance est appelée à se poursuivre, en particulier dans les pays à fort ensoleillement et dans les zones mal interconnectées, et là où la production est maximale lors des pics de demande liés à l'utilisation de la climatisation. Mais cette croissance va également se poursuivre dans les pays industrialisés qui souhaitent rééquilibrer leur mix énergétique et s'affranchir d'une trop grande dépendance vis-à-vis des énergies fossiles et nucléaire. En 2011, près de 30 GWc de solaire photovoltaïque ont été installés dans le monde, pour une puissance totale installée (fin 2011) de près de 70 GWc, laquelle pourrait atteindre 300 GWc en 2020. Se pose donc la question du développement des industries aptes à répondre à cette demande.

La combinaison d'un contexte de croissance de la demande mondiale en électricité, qui devrait progresser de 2,4 % sur la période 2006-2030, et d'une prise en compte des préoccupations environnementales dans les politiques énergétiques des Etats qui favorise le développement d'un mix énergétique intégrant beaucoup plus d'énergies renouvelables, nécessitent le développement de nouvelles solutions visant à accroître la flexibilité du système électrique, tant du point de vue de la gestion du réseau que des moyens de production.