Injection massive de renouvelables : effets d'éviction et besoins de flexibilité

24/12/2017
Publication REE REE 2017-5
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Injection massive de renouvelables : effets d'éviction et besoins de flexibilité

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102 ZREE N°5/2017 GROS PLAN SUR Jacques Percebois1 et Stanislas Pommeret2 Professeur et directeur du CREDEN, Université de Montpellier, Faculté d’ Economie, Richter1 , Président de l’Inter-Division Energie, Société chimique de France2 Introduction La loi de transition énergétique pour une croissance verte (LTECV) prévoit d’injecter 40 % d’électricité renouvelable dès 2025 (hydraulique, éolien, solaire, biomasse). Cela passe notamment par le développement de nouvelles fermes éo- liennes et solaires on-shore et off-shore et par la promotion de l’autoconsommation d’électricité photovoltaïque produite à une échelle très décentralisée. L’électricité éolienne et solaire est proche de la « parité- réseau », ce qui signifie que le coût de production du kWh fourni par une installation photovoltaïque individuelle se rapproche du prix du kWh soutiré du réseau, lequel com- prend non seulement le coût de production issu des grandes centrales mais également les coûts liés au transport et à la distribution, ainsi qu’une part non négligeable de taxes. Du coup l’autoconsommation individuelle et collective devrait se développer dans certaines régions. Dans un réseau électrique on doit s’assurer que la puis- sance électrique consommée est en permanence égale à la puissance produite. Un écart durable entre la consommation et la production entraîne inéluctablement la chute du réseau électrique. Cette absolue nécessité d’ajuster la consomma- tion et la production explique la volatilité des prix de gros de l’électricité. Ainsi, en France durant l’année 2015, les prix de gros de l’électricité ont été bas du fait d’une surcapacité de production alors que le début de l’automne 2016 a vu une nette flambée des prix de l’électricité du fait de l’arrêt de près d’un tiers des centrales nucléaires suite à une demande de l’ASN en lien avec des problèmes de teneur en carbone des aciers « nucléaires ». L’objet de cet article est de montrer, à l’aide d’un modèle, que l’injection massive d’électricité renouve- lable intermittente et fatale non seulement exerce des effets d’éviction qui ne sont pas toujours désirables sur les autres moyens de production, mais peut exiger de construire des moyens importants de stockage si l’on veut éviter de mettre en péril l’équilibre du réseau inter- connecté. Lien entre les énergies renouvelables et la consommation d’électricité L’énergie éolienne revêt un caractère fortement aléatoire (figure 8 de la référence [1]), même si les progrès de la mé- téorologie en permettent une prédiction relativement fine Injection massive de renouvelables :  

    If the electricity consumption pattern remains unchanged from what it is today, an electric mix composed of 20% hydraulics, 30% renewables (pho- tovoltaic and wind) and 50% nuclear energy does not allow to reduce the nuclear power connected to the grid (62.3 GW). Such a structure will, however, require a rein- forcement of the electricity networks to absorb renewables and the installation of important means of flexibility, in par- ticular through power-to-gas storage. The very low load rates for renewable energy (0.13 for photovoltaic and 0.24 for wind) will make electricity storage and retrieval facili- ties very expensive. As Germany and, to a lesser extent, Italy rely on the French network to sell their renewable energy production, if France starts to massively generate electricity from renewable energies, the European network can be destabilized. A rational long term policy needs to be urgently implemented including appropriate pricing to reconcile production, storage and present and future uses of electricity. ABSTRACT Si la structure de la consommation électrique reste inchangée par rapport à ce qu’elle est aujourd’hui, un mix électrique composé de 20 % d’hydrau- lique, 30 % d’EnR (photovoltaïque et éolien) et 50 % de nucléaire ne permet pas de réduire la puissance nucléaire raccordée au réseau (62,3 GW). Une telle structure néces- sitera cependant un renforcement des réseaux électriques pour absorber les renouvelables et la mise en place de moyens importants de flexibilité, notamment sous forme de stockage de type power-to-gas. Les très faibles taux de charge des EnR feront que les installations de stockage et de déstockage de l’électricité auront, elles aussi, de très faibles taux de charge et seront donc très onéreuses. Alors que l’Allemagne et dans une moindre mesure l’Italie s’appuient sur le réseau français pour écouler leur produc- tion d’EnR, si la France se met à produire massivement de l’électricité à partir des EnR, c’est l’ensemble du réseau européen qui risque de se trouver déstabilisé. Il est urgent qu’une politique se mette en place, incluant une tarification appropriée pour concilier production, stockage et usages présents et futurs de l’électricité. RÉSUMÉ Figure 1 : Corrélation entre la puissance moyenne journalière produite par l’éolien ou le photovoltaïque et la puissance moyenne journalière appelée en France (données RTE 2015). Les courbes de tendances sont obtenues par l’ajustement de polynômes de degré 2. Figure 2 : Evolution de la puissance produite par l’hydroélectricité (barrages à gauche et fil de l’eau à droite) en fonction de la puissance horaire appelée (données RTE 2015). La ligne noire représente la production moyenne à puissance horaire appelée donnée. REE N°5/2017 Z 103 Injection massive de renouvelables : effets d’éviction et besoins de flexibilité alors que l’énergie photovoltaïque est reproductible d’un jour à l’autre mais est sensible aux variations saisonnières et subit les alternances jour/nuit. La production horaire d’électricité par ces moyens de pro- duction n’est évidemment pas corrélée avec la consomma- tion ; il en est de même avec la moyenne de la production journalière comme le montre la figure 1. On remarque même que la production photovoltaïque journalière moyenne est anticorrélée avec la consommation : plus on consomme d’électricité moins on produit d’énergie photovoltaïque. Pour ce qui est de la production d’origine éolienne, on n’observe pas de tendance marquée pour l’année 2015. Energies jouant le rôle de stabilisateur du réseau Comme les EnR non pilotables ne sont pas corrélées à la demande, il revient à d’autres sources d’énergie de s’adapter à la demande : l’hydroélectricité et surtout les moyens de production centralisés (énergie nucléaire et fossile). Rôle de l’hydroélectricité En France, l’énergie hydroélectrique a atteint un seuil quasi maximal de son développement du fait de l’utilisation actuelle des sites géographiques et des difficultés sociétales liées à l’exploitation de nouveaux sites. De petits sites peuvent encore être aménagés mais avec difficultés. La contribution hydroélectrique est significative comme le montre la figure 2 qui illustre la corrélation entre la puissance consommée et la puissance hydroélectrique. Ainsi, en 2015, la mobilisation de l’énergie hydroélectrique a permis d’atténuer l’appel à des énergies fossiles lors de la pointe de consommation qui était voisine de 90 GW. Cette figure illustre aussi deux modes de fonctionnement des barrages hydroélectriques : un mode hivernal correspondant à des consommations supérieures à 60 GW où il est fait appel massivement aux barrages en les vidant et un mode de recharge correspondant à des consom- mations inférieures à 60 GW où il est fait appel aux barrages pour passer les pointes et assurer la stabilité du réseau tout en garantissant la pérennité de la ressource ou son rechargement. Figure 3 : Corrélation entre la puissance horaire appelée et la production électrique d’origine nucléaire (données RTE 2015). La ligne noire représente la production moyenne à puissance horaire appelée donnée. Figure 4 : Production moyenne en 2015 d’électricité d’origine nucléaire en fonction de l’heure et du jour calendaire (données RTE 2015). 104 ZREE N°5/2017 GROS PLAN SUR Pour la production au fil de l’eau on observe qu’en moyenne cette production croît avec la demande lorsque celle-ci est supérieure à 60 GW. Cette observation n’est pas due à une relation de cause à effet mais au fait que la demande est maxi- male en hiver et qu’à cette saison les fleuves et rivières de France ont plutôt un fort débit (effet d’aubaine climatique). A l’image des barrages, les STEP1 permettent aussi la sta- bilisation du réseau en pompant de l’eau aux heures creuses et en turbinant de l’eau aux heures pleines. Leur rôle est essentiel pour stabiliser le réseau sur la journée alors que les barrages, en plus de ce rôle, assurent un stockage énergé- tique inter-saisonnier en accumulant de l’eau. Rôle des moyens centralisés (nucléaire & fossiles) En France, les moyens centralisés de production d’électri- cité sont largement dominés par l’énergie nucléaire. Les éner- gies fossiles (gaz, charbon et fioul) ont néanmoins un rôle important dans la stabilisation du réseau aux jours et heures de pointes. Ainsi lors de la pointe du 20 janvier 2017 à 9h15 les EnR (hors hydraulique) n’ont fourni que 3 GW alors que les besoins s’élevaient à près de 94 GW et il a fallu faire ap- pel à ces ressources fossiles. Mais même quand la demande intérieure est faible, on peut faire appel à ces ressources pour satisfaire la demande des pays limitrophes. L’exportation et l’importation d’électricité constituent aussi des moyens de flexibilité. On a massivement utilisé l’expor- tation dans les années 1980 quand la capacité électrique (nucléaire) installée en France était excédentaire ; en cas de besoin on peut faire appel à l’importation mais il faut tenir compte de la contrainte de capacité au niveau des intercon- 1 STEP : Stations de transfert d'énergie par pompage. nexions qui sont souvent saturées quand la demande est forte partout en Europe. La figure 3 illustre la corrélation entre la demande et la pro- duction d’origine nucléaire en France. Les amplitudes de varia- tion sont comparables ce qui est normal car près des trois quarts de l’énergie électrique consommée en France sont d’origine nucléaire. Cette figure permet d’identifier le point de fonction- nement normal (zone rouge de la figure 3) du système élec- trique français avec une consommation voisine de 52 GW et une production électrique d’origine nucléaire proche de 44 GW. On remarque que même si les pointes de consommation au- delà de 70 GW ne représentent que peu d’heures dans l’année, l’énergie nucléaire a été mobilisée en moyenne sur ces pointes à hauteur de 57 GW soit 90 % de la capacité maximale. La figure 4 montre que l’énergie nucléaire agit aussi dans la stabilisation du réseau électrique au cours de la semaine et de la journée. Ainsi les excursions en puissance au cours d’une semaine sont en moyenne de 6 GW et peuvent at- teindre en moyenne 4 GW sur 24 heures. On doit également souligner le rôle régulateur saisonnier du nucléaire : la main- tenance des réacteurs se fait en été quand la demande est faible et que le photovoltaïque peut fournir une partie des besoins. Cela signifie que l’énergie nucléaire joue un rôle im- portant dans la stabilisation du réseau électrique et que cette ressource s’est montrée plus flexible que ce que l’on pensait. Anticipation de l’effet de l’injection massive d’EnR Afin d’anticiper l’effet que pourrait avoir l’injection mas- sive de renouvelables dans le système électrique, nous nous sommes basés sur les données de l’année 2015 pour laquelle nous avons montré que les EnR avaient déjà une influence notable sur les équilibres financiers [1]. Nous allons REE N°5/2017 Z 105 Injection massive de renouvelables : effets d’éviction et besoins de flexibilité supposer que la consommation d’électricité est constante pour quantifier l’impact d’une injection massive d’EnR non pilotable (éolien et PV). Modèle simplifié de mutation électrique Dans notre modèle simplifié de mutation électrique, nous supposons que la consommation, les exportations et les im- portations restent inchangées2 . Nous faisons varier la produc- tion totale d’EnR (au-delà de la quantité constatée en 2015 : 26,8 TWh dont 7,2 TWh issus du photovoltaïque et 19,6 TWh issus de l’éolien) ainsi que le mix éolien/solaire en fonction de la quantité d’énergie éolienne ou solaire ajoutée. Ce mix ajouté peut varier entre 0 % (resp. 100 % d’éolien) et 100 % de photovoltaïque (resp. 0 % d’éolien). Ainsi, une simulation avec une production totale d’EnR de 50 TWh (soit un ajout de 23,2 TWh par rapport à 2015), avec un ajout composé de 50 % de photovoltaïque et d’éolien produira un mix EnR constitué de 11,6 + 7,2 = 18,8 TWh de photovoltaïque et de 11,6 + 19,6 = 31,2 TWh d’éolien ; soit une fraction photovol- taïque de 0,38 dans le mix EnR simulé. L’énergie électrique produite par les EnR suit la même dépendance temporelle que celle observée en 2015 à un facteur multiplicatif près. L’excédent d’énergie produite par rapport à 2015 sert dans un premier temps à diminuer l’énergie produite par les éner- gies fossiles (dans l’ordre charbon puis fioul puis gaz), puis par l’énergie nucléaire à l’heure h du jour j. Cet ordre d’extinction des modes de production ne suit pas les facteurs de mérite fondés sur les coûts marginaux mais l’ordre des émissions de CO2 par kWh produit. Lorsque ces quatre modes de pro- duction sont éteints, le surplus d’énergie produit à l’heure h du jour j par rapport à celle de l’année 2015 est stocké. Pour simplifier le modèle et compte tenu des quantités énormes d’énergie à stocker, nous avons supposé que toute l’énergie était stockée sous forme de gaz et que le rendement glo- bal de la chaîne power-to-gas /gas-to-power était de 0,5 du point de vue électrique c’est-à-dire que pour 1 kWh stocké dans la filière power-to-gas, 0,5 kWh sera restitué au réseau par la filière gas-to-power. Ce rendement électrique global est beaucoup plus élevé que ceux que l’on peut trouver par ailleurs [3] d’autant plus que, lorsque le stockage électrique deviendra massif, une fraction importante de l’hydrogène produit devra nécessairement être transformé en méthane pour respecter la teneur maximum de 20 % en hydrogène dans le réseau gaz. Notons qu’avant de stocker on épuisera tous les moyens de flexibilité disponibles (notamment jour- 2 Les hypothèses sur les importations et les exportations sont justifiées par le fait que notre étude récente a montré que les EnR des pays connectés électriquement à la France étaient fortement corrélés à la production française [2]. naliers et hebdomadaires) moins onéreux que le stockage ; le stockage sous forme de gaz concernera surtout le stockage saisonnier. Cette hypothèse sur le rendement est donc très optimiste et correspond à un exercice académique. L’énergie stockée est ensuite utilisée pour diminuer (éteindre in fine) l’apport des énergies fossiles puis de l’énergie nucléaire pendant les périodes où la production d’électricité d’origine renouvelable est inférieure à la demande. Cette dimi- nution se fait par soustraction itérative de 1 GWh du pic horaire de production des énergies fossiles (dans l’ordre charbon puis fioul puis gaz) puis de l’énergie électronucléaire. Cette sous- traction itérative se fait jusqu’à la consommation complète de l’énergie stockée. Notre modélisation suppose que les moyens de production centralisés ont une souplesse infinie c’est-à-dire que leur taux de charge peut varier entre 0 et 1 sur une même journée ce qui, bien évidemment, n’est pas réaliste. Dans le futur, des moyens de stockage/déstockage de l’électricité ra- pides comme les batteries des véhicules électriques seront certainement mis à profit pour réguler les pointes appelées par les consommateurs ainsi que celles fournies par les EnR. Un rapide calcul montre que la mobilité électrique pourrait offrir un stockage de l’ordre de 1 TWh et une puissance mobilisable supérieure à 60 GW. Si le réseau du futur est capable d’absor- ber les puissances crêtes et de s’alimenter à partir de sources basse-tension, cette énorme réserve de puissance et d’éner- gie pourrait être mise à profit pour lisser les taux de charge des moyens centralisés. Mais l’objet de notre modélisation n’est pas d’évaluer le stockage journalier mais de quantifier les besoins en installations dédiées au stockage de longue durée et la quantité d’énergie à stocker en fonction de la quantité d’énergie produite par les EnR. Pour chaque simulation, nous avons calculé la puissance horaire maximale produite, l’énergie totale produite et le fac- teur de charge relatif pour chacun des modes de production déjà existants (charbon, fioul, gaz, nucléaire, photovoltaïque, éolien). Les mêmes éléments ont été calculés pour la filière gas-to-power. Le facteur de charge relatif se différencie du facteur de charge réel par le fait que la puissance installée est supposée égale à la puissance maximale. Dans toutes nos simulations le facteur de charge relatif du photovoltaïque est constant et est égal à 0,20 (resp. 0,30 pour l’éolien). Ce sont les valeurs constatées en 2015. Pour mémoire le facteur de charge réel du photovoltaïque est proche de 0,13 (resp.0,24 pour l’éolien). Simulations Influence de l’énergie produite par les EnR Dans les simulations présentées ci-après, nous avons fixé la fraction du photovoltaïque dans le mix EnR ajouté à 0,5. 106 ZREE N°5/2017 GROS PLAN SUR Nos simulations montrent que la nécessité d’un stoc- kage ne se fait sentir que pour une production totale d’EnR supérieure à 130 TWh/an. Elles montrent aussi que jusqu’à 130 TWh/an, il faut maintenir la puissance crête des installa- tions fossiles et nucléaires à leur niveau actuel. C’est-à-dire qu’en l’absence de moyens de stockage, l’introduction d’EnR sur un réseau électrique ne permet pas de diminuer les capacités de production déjà connectées au réseau. L’introduction d’EnR se traduit par une baisse du facteur de charge des moyens de production classique et donc par une éviction qui peut être coûteuse pour les exploitants. Ainsi on remarque la chute drastique des facteurs de charge relatifs des moyens de production à base d’énergies fossiles et la baisse prononcée du facteur de charge relatif de l’électronucléaire. Dans une deuxième phase, au-delà de 130 TWh/an et avec l’introduction du stockage, il est possible de se passer des filières fossiles et de diminuer les installations électro- nucléaires. Notons au passage que l’introduction des filières power-to-gas et gas-to-power permet d’améliorer le facteur de charge relatif des installations gaz puis de stabiliser le facteur de charge de la filière électronucléaire à une valeur proche de 0,55. Enfin, il convient de noter que les facteurs de charge relatifs des filières de stockage et de déstockage de l’énergie électrique restent très faibles même pour une production totale de 330 TWh/an d’EnR. La faiblesse de ces facteurs de charge relatifs est imposée par la faiblesse des facteurs de charge relatifs des EnR. Cette faiblesse des fac- teurs de charge inhérente aux EnR impliquera une hausse très significative des coûts de la filière power-to-gas (figure 3 de la référence [3]) qui, pour l’instant, sont généralement estimés à partir d’installations industrielles fonctionnant à pleine capacité. Le pic horaire de production d’EnR pour une production annuelle de 330 TWh/an est proche de 130 GW. Les ins- tallations power-to-gas doivent alors pouvoir absorber une puissance crête de 70 GW soit, rapportée à la puissance EnR de 130 GW, un ratio proche de 0,6. Ainsi dans un réseau contenant massivement des EnR, il faut, pour chaque watt d’EnR installé, construire 0,6 W d’installation de stockage de l’énergie. Le défi d’une transition énergétique réussie est donc tout autant le défi du stockage de l’électricité que celui de sa production. Influence du mix photovoltaïque/éolien Dans les simulations ci-après, l’énergie totale produite par les EnR est fixée à 330 TWh/an et la fraction de photovol- taïque ajoutée varie entre 0,0 et 1,0. L’objectif du modèle est d’étudier quelles sont les contraintes du stockage, inter- saisonnier principalement, lorsqu’une proportion importante d’EnR est mise en place. Notons tout d’abord que la figure 6 montre que les puis- sances raccordées au réseau pour les filières nucléaire et gas- to-power sont relativement indépendantes de la fraction du photovoltaïque dans le mix EnR et oscillent autour de 35 GW. La figure 6 montre qu’il existe trois régimes en fonction de la fraction photovoltaïque dans le mix EnR : 1) Un régime dominé par l’éolien pour des fractions infé- rieures à 0,2 ; 2) Un régime dominé par le photovoltaïque pour les fractions supérieures à 0,7 ; 3) Un régime intermédiaire pour les fractions comprises entre 0,2 et 0,7. On remarque que pour les fractions comprises entre 0,2 et 0,3, le pic de puissance produite par les EnR est mini- misé et la puissance des installations assurant le stockage de l’énergie se trouve minimisé à des valeurs proches de 60 GW (partie gauche de la figure 6). A cet optimum de configura- tion du mix EnR du point de vue des capacités de production et du point de vue des capacités de stockage, sont asso- ciés des facteurs de charge minimaux (partie droite de la Figure 5 : Influence de l’énergie produite par les EnR sur les puissances maximales produites par les différentes filières (partie gauche) et les facteurs de charge relatifs (partie droite). REE N°5/2017 Z 107 Injection massive de renouvelables : effets d’éviction et besoins de flexibilité figure 6). Du point de vue des installations industrielles, un mix d’EnR dominé par le photovoltaïque est plus intéressant qu’un mix dominé par l’éolien car il conduit à des facteurs de charge plus élevés mais avec des besoins de stockage également plus élevés. La figure 6 montre clairement que l’injection massive d’EnR nécessitera la mise en place d’installations de stoc- kage/déstockage de l’électricité avec un facteur de charge très faible variant de 0,05 à 0,22 suivant le mix d’EnR. Le très faible facteur de charge des installations de stockage de l’électricité implique l’utilisation d’installations ayant des frais fixes très faibles et donc très largement automatisées pour rendre le coût du stockage acceptable par le public. Le mix d’EnR a une influence notable sur la quantité d’éner- gie à stocker. En effet celle-ci passe de 18 TWh pour une fraction de 0,02 à 90 TWh pour une fraction de 0,94. Ces chiffres sont à comparer avec le volume utile des capacités de stockage en France : 11,7 milliards de m3 soit 132 TWh. Alors que les capacités requises pour un mix dominé par l’éolien pourraient être compatibles avec les autres usages du vecteur énergétique gaz, un mix dominé par le photovoltaïque fera peser de fortes contraintes sur les capacités de stockage et risque de rentrer en conflit avec les autres usages. Discussion Impact sur le marché de gros et sur la gestion des réseaux La pénétration à grande échelle des renouvelables exer- cera des effets d’éviction sur le parc classique (nucléaire et fossile) dans la mesure où ces énergies resteront prioritaires sur le réseau. Cela est de nature à fragiliser la rentabilité du parc existant lorsque celui-ci n’est pas totalement amorti et à remettre en question le principe même de l’appel des cen- trales en fonction des coûts marginaux : le prix spot risque d’être nul une grande partie du temps ce qui compromettra le recouvrement des coûts fixes de toutes les installations. Le marché “energy only” ne saurait fonctionner avec une pro- portion élevée d’électricité à coût variable nul. D’où la né- cessité d’y associer un marché de capacité qui permette de financer les coûts fixes et garantisse que les centrales seront bien disponibles pour faire face à la demande d’électricité. C’est une réforme complète des mécanismes de fixation des prix de l’électricité qui est attendue : un marché de gros fondé sur le “merit order” fonctionne bien tant que le parc de centrales est un parc hétérogène constitué de plusieurs catégories de centrales présentant des coûts variables forte- ment différenciés. La centrale marginale récupère ses coûts variables lorsqu’elle est marginale et détermine alors le prix horaire sur le spot ; elle récupère ses coûts fixes lorsqu’une centrale à coûts variables plus élevés est elle-même margi- nale. Le “mark-up” ainsi récupéré lui permet de financer une partie de ses coûts fixes. Une pénétration importante des renouvelables dans le mix électrique européen nécessitera demain une refonte de la façon dont sera financée la produc- tion d’électricité. Figure 6 : Influence de la fraction du photovoltaïque dans le mix EnR ajouté sur les puissances maximales produites par les différentes filières (partie gauche) et les facteurs de charge relatifs (partie droite). Figure 7 : Evolution du stock d’énergie électrique en fonction du jour calendaire pour différentes fractions du photovoltaïque dans le mix EnR et pour une production totale d’EnR de 330 TWh/an. 108 ZREE N°5/2017 GROS PLAN SUR Un autre impact à prendre en compte concerne la ges- tion des réseaux et par ricochet la tarification d’accès à ces réseaux. Les EnR seront par définition relativement réparties sur le territoire et il faudra donc injecter dans le réseau de distribution la quantité qui ne sera pas autoconsommée. Dans certains cas, il faudra remonter une partie de cette électricité dans le réseau de transport, ce qui est coûteux. Une solution est évidemment de localiser les installations de stockage à proximité des lieux de production mais ce ne sera pas toujours possible surtout si l’on souhaite recourir à la «méthanation » ce qui implique de disposer d’une source de CO2 et de tenir compte des contraintes liées au transport de ce CO2 . Par ailleurs la tarification d’accès aux réseaux est aujourd’hui fixée essentiellement en fonction des kWh sou- tirés du réseau et peu en fonction de la capacité de raccor- dement. Le développement de l’autoconsommation devrait donc s’accompagner d’une modification de la structure des tarifs d’accès aux réseaux, en augmentant fortement la part fixe (fonction de la puissance souscrite en kW) au détri- ment de la part variable (fonction de la quantité soutirée en kWh). A défaut il y aurait de fortes subventions croisées entre consommateurs au détriment des consommateurs qui n’auto-consomment pas. Impact sur les besoins de flexibilité En cas de non correspondance durable entre la demande et l’offre d’électricité, on peut jouer sur la demande, à la hausse comme à la baisse (“Demand-Side Management” pour réduire la demande ou relance de la pénétration de l’électricité pour certains usages, comme le véhicule élec- trique). On peut aussi jouer sur les exportations et les impor- tations. Si cela ne suffit pas il faut stocker l’électricité et donc il faut des moyens de stockage-déstockage. Dans les sections qui précèdent nous avons mis l’accent sur la filière power-to-gas, si nécessaire accompagnée de mé- thanation, car c’est aujourd’hui la seule filière connue capable d’assurer un stockage inter-saisonnier de l’ampleur requise dès que la production de renouvelables dépasse un certain seuil (130 TWh, soit 27 % environ de la consommation fran- çaise d’électricité). Mais les coûts de stockage doivent être introduits explicitement dans l’analyse coûts-avantages liée à la promotion des EnR. Une étude de l’ADEME de septembre 2014 [3] montre que la filière « méthanation » a des coûts situés très largement au-dessus des prix d’achat garantis du bio-méthane et a fortiori des prix de marché du gaz naturel importé : 190 à 316 F/MWh pcs pour le CH4 contre 45 à 125 F pour le bio-méthane et moins de 30 F pour le gaz importé. Certes la compétitivité de la production d’hydro- gène puis de celle de méthane par adjonction de CO2 pour- rait s’améliorer dans les prochaines années mais on est loin de la parité et, avec les technologies actuelles, le rendement de la filière n’est pas bon : le rendement des électrolyseurs est voisin de 70 %, celui du passage de l’électricité au mé- thane (CH4) avec apport de CO2 est de l’ordre de 50 % et si l’on utilise ce méthane pour produire de l’électricité dans des centrales à cycles combinés on obtient un rendement de l’ordre de 60 %. Au total, on obtient un rendement global de la filière qui ne dépassera guère les 30 à 40 %. Ajou- tons à cela que faire fonctionner des électrolyseurs par inter- mittence n’est pas techniquement très bon et que les coûts estimés le sont pour des installations fonctionnant à plein régime (facteur de charge voisin de 0,8) ; du coup la facture réelle de la filière power-to-gas – gas-to-power risque d’être nettement supérieure à celle estimée par ailleurs [3]. Pour réduire ces coûts de stockage, plusieurs solutions peuvent être envisagées conjointement ou alternativement : 1) réduire la thermo-sensibilité de la consommation française d’électricité en écrêtant les pointes liées au chauffage qui se situent plutôt en période où la production de renouvelables est faible ; cela passe par une meilleure programmation des équipements électriques et le recours à des modes de chauffage alternatifs comme le bois mais cela peut impacter considérablement la qualité de l’air. Le développement des smart grids devrait être un outil pour gérer au mieux ces flux et procéder aux effacements néces- saires aux heures les plus chargées de l’année. Le pilotage de la demande implique une tarification intelligente utili- sant aux mieux les capacités des compteurs « intelligents ». Toutefois il reste difficile d’envoyer des signaux « prix » au consommateur en vue de favoriser son effacement alors que du côté de la production les injections d’électricité sont à la fois intermittentes et aléatoires ; 2) développer un stockage intelligent en optimisant les systèmes à cycles courts (batteries) avec les systèmes à cycles lents (power-to-gas et gas-to-power). Une étude récente de l’IFRI [5] montre que les batteries lithium-ion font face à une forte demande dans le monde, principale- ment pour des raisons liées à la mobilité électrique mais aussi et de plus en plus pour du stockage stationnaire (stocker l’électricité intermittente). Le déploiement de ces batteries est encore freiné par leur coût, des politiques de soutien sont encore nécessaires mais une baisse très sensible de ce coût est actuellement observée ; 3) développer des systèmes de stockage plus perfor- mants ; d’autres modes de stockage que la « méthana- tion » peuvent être envisagés, comme le stockage direct sous forme d’hydrogène. La question est alors de savoir quels usages doivent être privilégiés : la mobilité via des REE N°5/2017 Z 109 Injection massive de renouvelables : effets d’éviction et besoins de flexibilité piles à combustibles, l’injection de l’hydrogène dans les réseaux de gaz, son utilisation directe dans l’industrie… 4) coupler le développement des EnR avec la mobilité électrique en utilisant les batteries des véhicules élec- triques comme des moyens de stockage-déstockage, sous réserve que le coût des batteries diminue fortement. Le premier stade, incontournable, est celui du pilotage in- telligent de la recharge. Il faut évidemment éviter que tous les véhicules se rechargent en même temps, par exemple le soir à 19 h. Par des tarifs adaptés ou par le canal d’un un opérateur, on peut faire en sorte que les véhicules se rechargent durant les heures creuses et/ou lorsque la production des renouvelables est maximale. Mais le po- tentiel de réinjection de l’énergie accumulée dans les bat- teries est très grand car les véhicules électriques rentrent à domicile avec une charge moyenne de 80 % après avoir roulé quelque 60 km par jour ; ils peuvent donc fournir une quantité d’électricité non négligeable durant au moins quatre heures et fournir une puissance d’appoint de plu- sieurs dizaines de GW en cas de besoin ; 5) développer des mini voire des micro-réseaux à la maille locale, mais cela n’aura pas que des avantages pour le consommateur. La construction d’un réseau inter- r r connecté à la maille nationale puis européenne présente des avantages en termes de foisonnement, de sécurité et d’équité. Le foisonnement des usages a permis de construire un réseau global dont la puissance installée est sensiblement inférieure à la somme des puissances individuelles puisque l’appel de puissance des usagers ne se fait pas simultanément. L’interconnexion permet d’ac- croître la sécurité du réseau puisqu’en cas de défaillance d’un site de production on peut bénéficier du secours des autres sites parfois fort éloignés, y compris à l’échelle européenne. L’interconnexion favorise également la péré- quation des tarifs pour le consommateur final, au nom de la solidarité nationale, comme c’est le cas en France. Dans une structure décentralisée, les prix seront norma- lement différents d’un réseau local à l’autre puisque les coûts de production et de distribution seront différents, comme c’était d’ailleurs le cas en France avant la loi de nationalisation de 1946. Le retour vers des réseaux locaux permettra certes de profiter d’un foisonnement local mais aux dépens du foisonnement national. Les systèmes de « blockchain » permettront de gérer de façon décentralisée les échanges entre producteurs et consommateurs mais l’organisation de ces échanges reste un point d’interroga- tion et ces réseaux locaux auront besoin d’un système de secours en cas de défaillance de la production. On peut envisager de minimiser le coût des opérations de charge et décharge des batteries en fonction de la volatilité des prix du kWh et de la disponibilité des installations locales, grâce à des applications couplées aux réseaux intelligents [6]. Chaque individu devient donc potentiellement un « prosumerage », à la fois « producer », « consumer » et ac- teur du « storage ». Mais, in fine, la puissance installée avec ces mini-réseaux risque d’être sensiblement supérieure à celle requise par un réseau national interconnecté. Et chaque réseau devra prévoir des solutions individuelles de stockage ; le problème se déplacera du niveau global au niveau local. Conclusions Il est donc indispensable d’anticiper un certain nombre de réformes qui devront accompagner la pénétration des renou- velables, du moins si l’on souhaite que la part de ces EnR dans le mix électrique dépasse un certain seuil (estimé selon nous à 20 – 30 % de la consommation actuelle d’électricité) et le point important est qu’au-delà de 30 % d’EnR dans le mix électrique les contraintes de stockage vont devenir très fortes dès lors que tous les autres moyens de flexibilité auront été utilisés, celui des batteries de véhicules électriques en par- r r ticulier. C’est la coordination de divers moyens de flexibilité Jacques Percebois est Professeur Emérite à l’Université de Montpellier où il a créé et dirigé le CREDEN et un master en Economie et Droit de l’énergie. Il est directeur scien- tifique de la Chaire Economie du climat (Université Paris Dauphine). Il est l’auteur, avec Jean-Pierre Hansen, des ouvrages « Energie : économie et politiques » (Editions de Boeck, 2015) et « Transitions électriques ; ce que l’Europe et le marché n’ont pas su vous dire » (Editions Odile Jacob, août 2017) Stanislas Pommeret est vice-président de la Société Chimique de France. Il a créé en 2014 l’Inter-Division Energie de celle-ci dont il assure la présidence depuis. Il a présidé la Division de Chimie Physique commune à la Société Chimique de France et à la Société Française de Physique de 2011 à 2015. Il est l’auteur de plus de 120 publications dans le domaine de la chimie physique et de l’énergie. 110 ZREE N°5/2017 GROS PLAN SUR (effacement de la demande, appel aux batteries des véhicules électriques) et des moyens de stockage (stations de pom- page, power-to -gas) qui sera demain un enjeu important si on accélère la pénétration des EnR dans le bilan électrique. Le coût induit pour le consommateur de ces moyens de stockage inter-saisonnier sera certainement élevé. Références [1] J. Percebois et S. Pommeret, « Coût complet lié à l’injection d’électricitérenouvelableintermittente.Approchemodélisée sur le marché français “day-ahead” », Revue de l’énergie, vol. 632, pp. 192-211, Juillet - Août 2016. [2] J. Percebois et S. Pommeret, « Les interconnexions transnationales fragilisent-elles les réseaux nationaux ? Application au cas de la France », La Revue de l’Énergie, vol. 634, pp. 52-62, novembre-décembre 2016. [3] Ademe, GRTgaz & GrDF, « Etude portant sur l’hydrogène et la méthanation comme procédé de valorisation de l’éléctricité excédentaire », Paris, septembre 2014. [4] Ademe, « Mix électrique 100 % renouvelables à 2050 », Paris, juin 2016. [5] C. Mathieu, « La course aux batteries électriques. Quelle ambition pour l’Europe ? », Études de l’Ifri, Ifri, juillet 2017. (www.ifri.org/sites/default/files/atoms/files/mathieu_ course_batteries_2017_.pdf), juillet 2017. [6] B. D. Mestel, “Optimal battery charge/discharge strategies for prosumers and suppliers”, Energy Systems, vol. 8, pp. 511-523, August 2017.