Quelles solutions pour gérer la variabilité de la production d’énergie éolienne et photovoltaïque au service de la transition énergétique en Occitanie ?

Le 28 juillet 2020 | 921 vues | Etudes

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Le développement de la production d’électricité renouvelable en Occitanie est une composante clé pour la stratégie  Région à énergie positive. Les énergies renouvelables électriques représentent d’ores et déjà la moitié de la consommation annuelle : 48 % en 2018, dont 15 % pour l’éolien et le photovoltaïque. Cette proportion devrait rapidement croître pour atteindre les objectifs visés. Le défi est également européen : à l’horizon 2030, la part d’énergie renouvelable devra atteindre 50 % de la production énergétique totale de l’Union Européenne, dont environ 33 % pour l’éolien et le photovoltaïque. Intégrer de tels volumes d’énergies renouvelables à production variable n’est pas sans poser des défis pour la stabilité du système électrique. Mais de nombreuses options existent pour améliorer la flexibilité des systèmes.

Sources d’énergie renouvelable intermittentes, production d’énergie variable, de quoi s’agit-il ?

Une production d’énergie est dite « variable » lorsque celle-ci varie en fonction de l’évolution des conditions météorologiques.  Par exemple, les productions d’électricité éolienne et photovoltaïque dépendent directement de l’ensoleillement et du vent. En ce sens, il s’agit bien de productions « variables » et non « intermittentes ».  Le qualificatif d’énergies « intermittentes » souvent utilisé n’est pas vraiment adapté.

En effet, l’intermittence renvoie à l’idée d’un fonctionnement binaire (allumé ou éteint) et imprévisible. Or, ce n’est pas le cas pour l’éolien et le photovoltaïque : si leur production est bien variable ou fluctuante, elle ne passe pas de 0 à 100 % en peu de temps. De plus, ces variations sont en grande partie prévisibles et peuvent être anticipées.

Production journalière de l’éolien terrestre en France en 2018, en MW
Source : AREC, donnés RTE 2020

Le foisonnement géographique, premier levier d’absorption de la production d’énergie renouvelable variable ?

La gestion de la variabilité de la production d’énergie est avant tout une question d’échelle. Au niveau d’une seule installation, on peut effectivement constater une variation de la production comprise entre 0 et 100 % de la puissance installée. Or, plus l’échelle des installations est large, plus la variabilité effective devient moins importante.

A titre d’exemple, la France dispose de quatre zones de vents différents. Elle bénéficie de ce que l’on appelle un effet de foisonnement. Cela signifie que le pays connait rarement des moments où toutes les capacités éoliennes sont à l’arrêt, ni aucun moment où toutes produisent à leur puissance maximale. Dans son bilan électrique 2018, le gestionnaire de Réseau de Transport d’Electricité (RTE) note que : « Cette diversité au sein du territoire permet ainsi d’avoir des centrales éoliennes en fonctionnement quasiment à tout moment ».

Le graphique ci-dessous, tiré d’une étude détaillée de modélisation du système électrique européen en 2030 au pas horaire, est une autre illustration de l’effet de foisonnement. On y voit clairement que les variations de la production :

  • Sont plus rapides et intenses à l’échelle locale (couleur verte au fond),
  • Sont plus lentes et d’ampleur beaucoup plus réduite en agrégant les installations à l’échelle européenne (couleur rose).[i]

L’autre avantage des installations à échelle géographique plus importante est de pouvoir réduire fortement les erreurs de prévision.  Au travers de l’agrégation géographique, les erreurs à la hausse et à la baisse se compensent en grande partie entre elles.[ii]

Illustration de l’ampleur de la variabilité de la production éolienne à différentes échelles géographiques – source : Etude IDDRI 2016

Les réseaux électriques, premier levier de flexibilité

L’idée derrière le foisonnement est relativement simple : il s’agit de tirer profit d’une des caractéristiques intrinsèques de l’électricité : la capacité à se déplacer quasiment à la vitesse de la lumière (200 000 kilomètres par seconde). En ce sens, l’infrastructure réseau et les interconnexions entre régions et entre pays jouent déjà un rôle essentiel pour l’équilibre offre-demande. Ces réseaux et infrastructures constituent un levier important pour l’intégration des énergies renouvelables.

Flux d’électricité entre régions françaises en 2018 :

carte des flux d'électricité entre régions françaises en 2018
Carte des flux d’électricité entre régions françaises en 2018 (bilan électrique 2018 – RTE)

Ces effets de foisonnement s’observent également du côté de la demande électrique. En effet, la courbe journalière de consommation peut être complémentaire entre pays : la pointe de consommation se situe le soir en France, plutôt en début d’après-midi en Espagne, l’après-midi en Allemagne.  

Les effets de foisonnement illustrent le fait que l’équilibre offre-demande ne puisse se limiter à une échelle trop restreinte. La « plaque de cuivre » européenne offre déjà un potentiel de flexibilité important, à condition de renforcer l’infrastructure réseau en fonction des besoins identifiés pour l’intégration des énergies renouvelables.

Valoriser la complémentarité entre sources renouvelables

Un deuxième effet intéressant se trouve dans la complémentarité entre les différentes sources renouvelables. La première est la complémentarité saisonnière entre la production éolienne (plus importante en hiver) et photovoltaïque (plus importante en été).

Celle-ci peut être illustrée par le cas de l’Allemagne. En 2018, la capacité installée s’y élevait à 45 GW de photovoltaïque et 59 GW d’éolien, représentant 30 % de la production totale. Comme le montre le graphique, les variations entre les productions mensuelles minimales et maximales atteignent un facteur de 1 à 11 pour le photovoltaïque et 1 à 3,2 pour l’éolien. Mais pour les deux sources cumulées, cette variation n’est plus que de 1,5, avec une production globalement assez stable tout au long de l’année.

Production mensuelle du photovoltaïque et de l’éolien en Allemagne en 2018
Données : https://www.energy-charts.de

Cette complémentarité peut être encore grandement améliorée en y intégrant des sources pilotables, à l’instar des centrales hydroélectriques et de la production d’électricité à partir de biomasse. Plusieurs projets innovant ont ainsi démontré le potentiel à recréer un système électrique stable. Ces projets jouent sur l’interconnexion et l’optimisation entre différents centrales renouvelables : c’est le concept des « centrales virtuelles ».[iii]

Optimiser les installations renouvelables pour limiter la variabilité

L’optimisation technologique des installations éoliennes et photovoltaïques représente un autre levier essentiel pour faciliter leur intégration. Concernant la filière éolienne, de nouvelles turbines à pâles plus grandes (dites « surtoilées ») permettent d’améliorer sensiblement la productivité à puissance égale et d’accroître la production lors de périodes de vents faibles.[iiii] Grâce à cette innovation technologique, le facteur de charge moyen peut ainsi être augmenté de 30 % par rapport aux éoliennes conventionnelles, pour atteindre près de 40 %. Résultat : il faut moins de capacité installée pour une même production d’électricité, ce qui permet également de réduire la variabilité. 

Pour la filière photovoltaïque, plusieurs innovations permettent de limiter la variabilité et la contrainte pour le réseau électrique. Pour faciliter l’intégration et limiter les besoins de renforcement du réseau, les gestionnaires de réseaux allemands ont ainsi recours à l’écrêtement dynamique de la puissance. Le principe est simple : le gestionnaire du réseau se réserve le droit de limiter à distance la puissance injectée lorsque des contraintes apparaissent sur le réseau.

Le gestionnaire de réseau de distribution EWE au nord de l’Allemagne gère déjà aujourd’hui avec succès une capacité renouvelable sur son réseau qui équivaut à 2 fois la puissance maximale de la demande. Selon EWE, l’écrêtement du photovoltaïque ne réduit la production annuelle des installations concernées que de 5 %, tout en permettant d’accueillir deux fois plus de capacités sur le réseau existant.[v]

Sur une approche similaire, Enedis a récemment indiqué qu’il serait possible d’augmenter de 50 % la capacité d’accueil sur le réseau en ayant recours aux nouvelles options de flexibilité. Résultat : avec une perte de productible de 0,06 %, on pourrait limiter les coûts d’investissements pour le raccordement des ENR de 30 % d’ici 2025.

Améliorer le traitement des données et le pilotage des installations

Les réseaux intelligents représentent un autre composant clé pour la flexibilité du système électrique. La gestion des données sur l’état du réseau, la consommation et la production décentralisée en temps réel doit ainsi permettre d’anticiper et de traiter plus facilement les congestions potentielles.

Néanmoins, il faudrait associer la gestion des données à la possibilité d’un pilotage à distance des installations, afin de permettre un pilotage efficace. C’est désormais le cas en Allemagne : toute installation renouvelable de plus de 100 kW (30 kW pour le photovoltaïque) doit disposer d’un contrôle à distance. Ceci permet au gestionnaire de réseau de piloter l’installation en cas de contrainte sur le réseau.

Partir de la demande : pilotage et effacement des consommations électriques

Les leviers de flexibilité abordés concernent surtout les outils de production et de réseau. Ces leviers ne doivent pas faire oublier le rôle clé de la gestion de la demande électrique.

A ce titre, on peut noter en premier lieu l’importance des politiques d’efficacité électrique. Dans les scénarios de RTE, celles-ci devraient permettre de stabiliser la demande au niveau d’aujourd’hui, tout en permettant l’électrification de nouveaux usages (développement du véhicule électrique notamment).[vi]

La réduction du pic de consommation hivernal représente un autre levier d’action. A lui seul, le chauffage électrique représente une grande partie des appels de puissance en hiver.[vii] En effet, en été, la pointe journalière de consommation en France ne dépasse pas les 65 GW, là où elle peut dépasser 100 GW en hiver. L’amélioration de l’isolation des logements, ainsi que le remplacement des vieux radiateurs par des solutions plus performantes (pompes à chaleur notamment) représentent un potentiel considérable pour limiter les consommations, et donc le besoin de flexibilité du côté de l’offre.

Enfin, l’effacement des consommations constitue un levier de flexibilité éprouvé depuis longtemps en France. Le principe est simple : en l’échange d’une rémunération, certains consommateurs acceptent de réduire leur demande lors de périodes de tension afin d’aider à l’équilibre offre-demande. Aujourd’hui, ce sont plus de 3 GW de capacités d’effacement qui existent, en majorité du côté de grands consommateurs industriels. Et la Programmation pluriannuelle de l’énergie prévoit d’atteindre 6 GW de capacités d’effacement à l’horizon 2023.

A plus long terme, des pans entiers de la consommation électrique pourraient être rendues pilotables grâce aux réseaux intelligents et aux signaux tarifaires. A titre d’illustration, les ballons d’eau chaude électriques représentent un potentiel de consommations pilotables de 13 à 20 TWh par an.

L’enjeu de la pilotabilité est particulièrement prégnant pour la mobilité électrique. Selon le niveau d’optimisation, celle-ci pourrait représenter une charge supplémentaire pour le réseau (en augmentant la pointe de puissance le soir par exemple). Ou alors, elle pourrait devenir un levier de flexibilité important :

  •  Grâce au pilotage de la recharge, pour que celle-ci coincide avec les variations de production et en dehors des pics de demande ;
  • Grâce à la possibilité d’utiliser les batteries des véhicules en fonctionnement bidirectionnel, permettant d’utiliser la batterie comme solution de stockage pour le réseau.

Le développement du stockage : des besoins limités avant 2030

Le stockage est généralement évoqué comme la principale option pour intégrer de la production variable. Il s’agit d’un levier incontournable pour atteindre des taux de pénétration très élevés en ENR variables. En parallèle, les scénarios prospectifs existants montrent également qu’il n’y pas besoin de développer de nouveaux outils de stockage à court terme.

Comme l’indique le Ministère de la transition écologique et solidaire : « Selon différentes études, les besoins de stockage à l’horizon 2023 sont faibles en France continentale, le système électrique français ayant assez de résilience pour absorber la production accrue d’énergies renouvelables à cet horizon. Le diagnostic des besoins de flexibilité du système électrique français effectué par RTE et présenté dans son bilan prévisionnel 2015 fait notamment apparaître qu’il n’y aurait pas de besoin de stockage infra-journalier avant 2030. »

Ces résultats sont confirmés par les études de l’Ademe qui évoquent le besoin de développer légèrement les capacités des STEP hydrauliques (Stations de transfert d’énergie par pompage).[viii] En effet, avec 4,3 GW de STEP et 13 GW de centrales hydroélectriques avec réservoir, le système électrique français est déjà doté d’une flexibilité importante, qui assure pour l’instant principalement le passage des pics de demande en hiver.

Contrairement aux centrales hydroélectriques au fil de l’eau installées sur les rivières, le potentiel de développement des STEP pourrait encore être très important. Une étude européenne de 2013 évoque ainsi un potentiel de développement encore très important en France et en Europe, représentant un facteur 10 par rapport aux capacités existantes.

Enfin, après 2030, la transformation d’une partie de l’électricité excédentaire en hydrogène (lien vers article blog hydrogène), gaz et carburants de synthèse (technologies dites « power-to-X ») pourrait apporter de nouvelles flexibilités au système électrique. Elle pourrait également faciliter la décarbonisation d’autres secteurs énergétiques, à commencer par la mobilité et le vecteur gaz.

Une multitude d’options de flexibilité pour préparer l’avenir du système électrique

L’intégration d’une part croissante d’électricité renouvelable représente certainement l’un des principaux défis pour l’avenir du système électrique. En parallèle, une multitude d’options existent pour améliorer la flexibilité à différentes échelles, que ce soit du côté de la production, de la demande ou encore de la gestion des réseaux. Contrairement à une idée souvent mise en avant, le recours aux nouvelles technologies de stockage n’apparaît pas indispensable avant 2030. A condition de développer une planification cohérente pour tirer profit de l’ensemble des leviers de flexibilité déjà existants.


[i] Pour une illustration détaillée de l’effet de foisonnement, voir l’étude sur la flexibilité du système électrique européen en 2030 d’Agora Energiewende (en anglais). Une autre illustration appliquée au cas français peut également être trouvée dans cette étude du département R&D d’EDF de 2015 (en anglais), et sa présentation synthétique en français.

[ii] A titre d’illustration, un rapport du Comité de Prospective de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) note : « la marge d’erreur sur les prévisions de production éolienne du jour pour le lendemain est d’environ 3% pour le photovoltaïque et 5% pour le solaire à l’échelle de l’ensemble du système électrique français ; au niveau local (site de production), l’erreur de prévision s’accroît d’un facteur 3 à 4 ».

[iii] Pour plus d’informations sur les centrales virtuelles, voir par exemple la vidéo et le rapport du projet (en anglais) « Kombikraftwerk 2 » en Allemagne.

[iiii] Pour une présentation plus détaillée de la technologie des éoliennes surtoilées, voire l’étude Ademe « Un mix électrique 100 % renouvelable », page 28, ainsi que l’annexe détaillée sur l’éolien et le photovoltaïque.

[v] Une analyse détaillée de l’approche d’EWE sur l’écrêtement des puissances photovoltaïques se trouve dans cet article de recherche. Voir également la note de l’UFE sur la flexibilité des énergies renouvelables.  

[vi] En Occitanie, le scénario Région à énergie positive prévoit une légère réduction de 5 % de la consommation finale d’électricité à l’horizon 2050. En parallèle, la production d’électricité renouvelable devrait fortement augmenter (58 TWh contre 15 TWh en 2015) pour satisfaire non seulement la consommation d’électricité, mais également pour transformer une partie croissance de cette électricité en hydrogène et gaz de synthèse via les procédés de power-to-gas.

[vii] A elle seule, la France représente la moitié de la thermosensibilité du réseau électrique européen. Pour chaque degré en dessous des normales saisonnières en hiver, la puissance consommée augmente de quelques 2500 MW en France.

[viii] L’étude « Un mix électrique 100 % renouvelable » de l’Ademe étudie également une option à 40 % d’électricité renouvelable, correspondant à l’objectif 2030 de la France. Dans ce scénario, un développement de 2 GW de STEP est prévu, essentiellement en rénovant les centrales existantes.