Le développement de la part d’EnR intermittentes dans le mix électrique d’un pays ne met pas en péril la stabilité de son réseau électrique : c’est une des conclusion d’un rapport du Conseil Européen des Régulateurs de l’Energie (CEER) sur la stabilité des réseaux électriques dans plusieurs pays européens. L’idée reçue selon laquelle trop de renouvelables intermittents pénalise la sécurité de l’approvisionnement n’est donc pas vraie – du moins tant que les infrastructures suivent.

Un des grands arguments des opposants aux énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) est que ces dernières mettent en danger la stabilité du réseau et de l’approvisionnement électrique – parce qu’elles ne peuvent être prédites qu’imparfaitement et, surtout, parce qu’elles ne sont pas pilotables.

Un rapport du CEER sur la stabilité des réseaux électriques européens

En Europe, cet argument ne tient pas face à l’expérience. En effet, les pays ayant largement développé les EnR intermittentes ont un réseau en moyenne plus stable que ceux utilisant des combustibles fossiles. C’est ce qui ressort de l’analyse d‘un rapport du CEER sur la stabilité des réseaux électriques de pays européens (l’ensemble de l’Union Européenne, dont le Royaume-Uni, plus la Suisse).

Le document, rendu récemment public, classe ces pays en fonction de la stabilité de leur réseau. Les pannes et la durée des ruptures dans l’approvisionnement sont notamment comparées.

Le classement des réseaux les plus stables dominés par des pays utilisant beaucoup d’EnR intermittentes

Or, s’il s’avère que la Suisse (pas une championne des EnR) dispose du réseau le plus stable d’Europe, le podium est complété par deux champions des EnR, à savoir l’Allemagne et le Danemark.

Le mix électrique allemand, depuis la décision de Berlin de sortir du nucléaire en 2011, s’est largement ouverts aux EnR intermittents ; aujourd’hui, les renouvelables représentent 40% de l’électricité produite outre-Rhin, dont 22% de renouvelables intermittents. Quant aux Danemark, c’est l’un des champions de l’électricité verte, avec 63% de renouvelables, dont 42% provenant de l’éolien.

enouvelables intermittents stabilite reseaux - Les Smart Grids

La suite du classement confirme les bonnes positions de pays ayant fait le pari des EnR intermittentes, avec la cinquième place des Pays-Bas, la sixième de l’Autriche, la septième du Royaume-Uni, la neuvième de l’Espagne. La France, à l’électricité essentiellement nucléaire (championne du monde en la matière) se classe huitième. La Roumanie et la Pologne, dont l’électricité est majoritairement issue de centrales à charbon, ferment la marche de ce classement.

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Mais pas de corrélation entre stabilité du réseau et EnR intermittentes, au contraire

Pour autant, si ce rapport montre qu’il est possible d’avoir un réseau stable avec des renouvelables intermittents (et, inversement, un réseau sujet aux pannes sans EnR), il ne démontre aucune corrélation. Ce n’est pas parce que les EnR sont nombreuses que le réseau est stable, bien au contraire. De la même façon, le manque de stabilité des réseaux polonais et roumains provient de leur vétusté, non de leur alimentation par des centrales à charbon.

Ce qui fait la différence, ce sont les infrastructures permettant d’assurer une forte stabilité du réseau malgré l’intermittence d’une partie de la production électrique. Si le Danemark a un réseau aussi stable, c’est qu’il dispose d’une grande quantité de centrales pilotables et de deux câbles sous-marins d’interconnexion avec la Norvège et la Suède, qui lui permettent de bénéficier de l’hydro-électricité produite par ses voisins nordiques.

Danemark et Allemagne : infrastructures ad hoc et centrales pilotables

Concernant les centrales pilotables, il s’agit majoritairement de centrales utilisant des combustibles fossiles (charbon, gaz naturel, pétrole), et, pour 18%, des centrales à biomasse et déchets. La prouesse reste belle, car le pays fonctionne avec 45% de renouvelables intermittents sans subir de coupures majeures.

 

En Allemagne, la durée moyenne des pannes au augmenté entre 2017 et 2016, mais uniquement à cause de phénomènes météorologiques extrêmes comme les tempêtes, la neige et les inondations – et pas à cause de la hausse de la part d’EnR dans son mix électrique. En 2017, la durée moyenne de coupure de courant par consommateur sur un an était de 15,14 minutes en Allemagne ; en 2006, avant le début de la course aux EnR intermittentes outre-Rhin, elle était de 21,53 minutes.

Pour une électricité 100% renouvelables, il faut investir : 1. dans l’hydro-électricité

Reste que pour atteindre une fourniture d’électricité à 100% renouvelable, comme c’est l’objectif de l’Union Européenne, la plupart des Etats devront, en plus d’investir dans l’éolien et le photovoltaïque, se doter des infrastructures et centrales pilotables permettant d’assurer une continuité de l’approvisionnement électrique.

Les pays disposant d’un fort potentiel hydrauliques seront avantagés, car les centrales hydro-électriques sont à la fois renouvelables et pilotables (dans une certaine limite). Elles peuvent donc servir à combler les écarts de production des EnR intermittentes entre les saisons, ou entre le jour et la nuit.

2. dans les centrales à biomasse ; 3. dans le stockage

Second axe d’investissement : les centrales à biomasse. Elles présentent le double avantage d’être, elles aussi, renouvelables, mais également pilotables à la minute près (ou presque). Elles permettent donc de compenser, au niveau local, les variations de production des EnR intermittentes.

Troisième axe : le stockage de l’électricité. La part d’EnR intermittents dans le mix énergétique ne pourra pas dépasser un certain seuil sans stocker efficacement l’électricité. Des investissements dans des batteries Lithium-Ion géantes, solution disponible la plus mature, sont en cours. Mais la recherche est intense sur ce front, et d’autres technologies devraient émerger, notamment pour stocker de grandes quantités d’électricité – au-delà des STEP, déjà fonctionnelles et largement déployées en Europe.

4. dans les smart grids ; 5. dans les interconnexions

Quatrième axe : développer les solutions de pilotage de la consommation, notamment via des solutions smart grid, afin d’augmenter la flexibilité des réseaux locaux. L’idée est notamment de décaler certaines consommations en fonction de la production d’EnR, autant que possible de façon automatisée.

Cinquième axe : développer les interconnexions avec les voisins européens, afin que les différents réseaux nationaux se soutiennent les uns les autres en fonction de leurs spécificités. Une directive européenne impose ainsi que chaque Etat dispose, d’ici 2030, d’une capacité d’interconnexion électrique d’au moins 15 % de sa production installée.

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Un projet d’interconnexion entre la France et l’Irlande, par un câble sous-marin CCHT de 575 km et d’une capacité de 700 MW devrait ainsi entrer en service en 2026.

En déployant, conjointement, l’ensemble de ces solutions, le pari d’une énergie européenne décarbonée devrait pouvoir être tenu.

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