Intégrer une très forte part d’ENR dans le système électrique : « c’est techniquement possible… » mais à plusieurs conditions.

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Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité RTE avec l’Agence internationale de l’énergie (AIE), pour bénéficier de l’expertise internationale, indiquent en effet la « faisabilité technique de scénarios à très haute part d’énergies renouvelables variables » (solaire PV et éolien donc) à l’horizon 2050. Et « éventuellement 100 % », a précisé Xavier Piechaczyk, le président de RTE, lors d’une présentation à la presse hier.

Mais cette affirmation du rapport, « vu du système électrique », « sans parti pris et avec tous les moyens de productions » qui sont prévus à l’avenir, et sans étudier ni le coût, ni l’impact économique, environnemental ou sociétal, a insisté le responsable de RTE, s’assortit de quatre « familles de conditions techniques et technologiques pour que ce soit gérable, des conditions cumulatives. »

Maintenir la sécurité du système

D’abord, première condition, il va être nécessaire de « compenser la variabilité des ENR » pour maintenir la sécurité du système électrique en permanence ( l’équilibre offre/demande), dans la journée, sur le mois, sur les saisons, et même sur les intersaisons, avec des années qui peuvent être plus ou moins venteuses, le rapport, visant l’horizon 2050, « prenant en compte pour la première fois l’impact potentiel du réchauffement climatique », a indiqué Thomas Veyrenc, directeur exécutif en charge de la stratégie, de la prospective et de l’évaluation de RTE.

Il faudra donc des moyens de flexibilité « tous azimuts », insiste ce dernier c’est-à-dire de la production pour la pointe (de consommation, via des centrales thermiques alimentée en hydrogène « vert » par exemple, ou des équipements avec de la capture et du stockage de carbone), du stockage, de court (batteries ou encore des batteries de véhicules électriques pilotables, le vehicle to grid ou V2G) et long terme (hydrogène encore, voire biogaz). Sans oublier l’effacement et/ou le déplacement de consommations et bien sûr le développement d’interconnexions avec d’autres pays afin de mutualiser les moyens. Pour la France, et en fonction de l’intégration haute ou très haute d’ENR dans le mix électrique, cela revient à ajouter, en plus des capacités pilotables qui seront encore en présence, « entre 40 GW et 60 GW d’ici à 2050, martèle Thomas Veyrenc… Ce qui pose trois types de questions, sur le coût de ces futurs moyens supplémentaires, leur empreinte environnementale et sociétale.

La fréquence

La deuxième condition posée vise au nécessaire maintien de la fréquence du système à 50 hertz (Hz). Le directeur stratégie de RTE rappelle que s’il n’y a plus de machines tournantes (les centrales thermiques dont la turbine tourne), et uniquement de l’éolien et du PV, le rapport fait « certes l’état d’un consensus théorique (un terme souligné aussi bien par RTE que par l’AIE, ndlr), partagé par un grand nombre de scientifiques, de la faisabilité, mais des tests sont nécessaires à grande échelle, notamment pour des système à très haute part d’ENR variables. » Et d’ajouter que, « 80% en instantané, c’est possible, pour l’heure dans une petite zone fortement interconnecté ». C’est d’ailleurs ce qu’enregistre déjà, à moindre mesure, le Danemark, a souligné Paolo Frankl, chef de la division renouvelables de l’AIE, qui atteint des records (60%), mais « à de très fortes interconnexions avec ses voisins ». En revanche, en Irlande, qui a topé les 75% en ce début d’année, cela a été bien plus difficile et implique du « réglage rapide de fréquence » via des convertisseurs spécifiques qui permettent un ajustement très rapide de la production renouvelable à un écart du signal de fréquence, a-t-il ajouté. Mais c’est encore à l’état de test, a indiqué Paolo Frankl. Ce sera ainsi plus difficile « sur une très grande zone », insiste Thomas Veyrenc. C’est « un enjeu de R&D », signale-t-il, « et nous avons proposé une feuille de route en la matière, avec des jalons et des clauses de revoyure ».

Construire des lignes

La troisième condition, car il ne s’agit pas seulement de puissance, c’est de pouvoir « réagir à proximité des aléas sur les systèmes électriques ». Ce qui suppose, affirme le responsable de RTE, « de redimensionner le réseau à la hausse, notamment avec du solaire très largement disséminé, car ce dernier n’envoie en général pas de données en temps réel au réseau ». Une potentielle compensation viendrait aussi de moyens de stockages répondant au réseau.

Des interconnexions

Enfin, la quatrième condition réside dans la mutualisation au niveau européen, car si déjà en France, le solaire produit plus un jour d’été au Sud, et l’éolien produit plus au Nord, au printemps, et qu’il est nécessaire de procéder à des échanges entre les différentes parties du réseau au niveau national, cela est vrai également au niveau de l’Europe. Ce qui ne constitue pas un enjeu de coût particulièrement, insiste le directeur stratégie de RTE, « mais d’acceptabilité, de planification et de concertation avec les parties concernées ». A titre d’exemple, le schéma décennal de RTE (sur 15 ans), en réalité, fait apparaître un doublement des besoins d’interconnexions d’ici à 2035…

Scénarios RTE horizon 2050 à venir

Et déjà, le prochain travail de RTE se profile. Le gouvernement a chargé la GRT d’analyser huit scénarios électriques de long terme (quatre avec du nucléaire et quatre sans nucléaire), au-delà de 2035 (horizon 2050-2060) intégrant les impacts économiques, sociaux et environnementaux de chacun d’entre eux. Cette analyse se fera dans le contexte de la préparation de son bilan prévisionnel de l’équilibre offre/demande en électricité en 2050, dont la publication est prévue à l’automne 2021. Objectif : éclairer les choix que le gouvernement aura à faire autour de 2023 sur le mix électrique au-delà de 2035… Et donnera le coût de ces différentes options.

La consultation publique a été lancé ce même jour par RTE sur ce document, a précisé le président de RTE.

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