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Enjeux liés à la variabilité des EnR

Enjeux et solutions techniques

Avec 25% de la production totale d’électricité au niveau mondial en 2017, les énergies renouvelables se classent en deuxième position derrière le charbon (38 %) mais devant le gaz naturel (23%) et le nucléaire (10%).

À elle seule l’hydro-électricité, qui a été exploitée avant le charbon à la fin du XIXème siècle et était largement majoritaire dans les années 1920 en France, représente les deux tiers de ce total ; elle compte aujourd’hui pour environ 10% de la production française mais 98% en Norvège et plus de 80% en Nouvelle-Zélande et au Brésil.

L’eau pouvant facilement se stocker dans les bassins des barrages, l’hydroélectricité est au moins partiellement pilotable. En revanche, l’éolien et le solaire photovoltaïque, qui ne sont apparus que dans les années 1990 mais sont appelés à se développer massivement, dépendent entièrement de phénomènes incontrôlables comme l’alternance jour/nuit ou les conditions météo : c’est pourquoi on les qualifie parfois de « fatales », « intermittentes », « non-pilotables » ou « variables », ces deux derniers termes étant plus exacts que les premiers.

Cette variabilité s’ajoute à celle de la consommation, elle aussi peu contrôlable, mais à laquelle les gestionnaires de réseaux savent faire face soit par le pilotage à la hausse ou à la baisse des moyens de production, soit par des actions sur la demande telles que l’activation d’usages lors des périodes de surproduction ou le délestage lors des périodes de faible production.

On peut noter à cet égard que la variabilité de la consommation est particulièrement marquée en France où le chauffage électrique est présent dans près de la moitié des logements : en hiver, chaque degré en moins sur le thermomètre augmente la puissance appelée de 2,4 GW, soit l’équivalent de 2 à 3 réacteurs nucléaires. Cette thermosensibilité qui représente à elle seule près de la moitié du phénomène à l’échelle européenne est néanmoins bien maîtrisée par RTE, grâce notamment à sa capacité d’anticipation basée sur une très bonne connaissance des liens entre prévisions météo et évolution de la consommation.

Enjeux et solutions économiques

Impact sur les marchés de l'électricité

Du fait qu’elle est non-pilotable, l’électricité renouvelable variable bénéficie logiquement dans de nombreux pays d’une priorité d’injection dans le réseau. Comme la production  n’est pas nécessairement corrélée avec la consommation cette priorité peut, lors des pics de production éoliens et photovoltaïques, tirer à la baisse le prix de vente de l’électricité sur le marché voire induire des prix négatifs, avec pour effet secondaire de réduire la rentabilité des autres moyens de production qui restent pour le moment nécessaires à l’équilibre général du système électrique.

La perspective d’une pénétration plus importante du renouvelable variable invite donc à une réflexion plus générale sur le cadre économique et régulatoire :

  • Soit pour inciter ou obliger ces moyens de production à offrir les mêmes services que les moyens conventionnels, de manière à garantir la stabilité et la sécurité du système électrique ;
  • soit pour permettre le financement de flexibilités complémentaires à ces moyens de production (unités de stockage, pilotage de la demande ou autres moyens de production pilotables).

Corrélation offre demande

L’intégration à grande échelle de sources non-pilotables dans le système électrique pose de nouveaux défis, notamment du fait que les périodes de production ne correspondent pas nécessairement à des besoins de consommation et qu’un accroissement de la capacité installée ne se traduit pas nécessairement par une augmentation de la couverture de la demande.

Ce problème se poserait de manière particulièrement aiguë si on ne disposait que d’une seule source variable, mais les sources variables se complètent au moins partiellement entre elles : si le photovoltaïque ne produit jamais la nuit, ce n’est pas le cas de l’éolien et il y a généralement plus de soleil en été et de vent en hiver sous nos latitudes. L’éolien bénéficie en outre de trois régimes de vent (océanique, méditerranéen et continental) et sa version maritime permet d’exploiter des vents plus constants que sur le continent.

Plus largement, l’interconnexion des systèmes électriques entre pays voisins permet de bénéficier d’un foisonnement de la production renouvelable à l’échelle de l’ensemble du système électrique européen, ce qui est particulièrement important pour la France qui se situe au cœur géographique de ce dernier.

Ces complémentarités qui s’ajoutent au caractère pilotable de l’hydroélectricité historique et si besoin de la biomasse (biogaz ou bois) permettent de réduire la variabilité moyenne du système électrique et de retarder le moment où il sera nécessaire de prendre des dispositions spécifiques, mais il subsistera toujours des périodes ou la production excède la demande, et d’autres durant lesquelles à l’inverse elle ne suffit pas à répondre aux besoins.

Dans le premier cas, trois solutions sont envisageables : l’exportation, le stockage et l’arrêt volontaire de la production (on parle alors d’écrêtement). Dans le second, il faut disposer de sources complémentaires tels que moyens de production pilotables, unités de stockage remplies durant les périodes forte production ou importations.

Plusieurs études sur la faisabilité d’un mix électrique 100%, notamment celle publiée en 2016 par l’ADEME, dont RTE a validé la qualité scientifique, montrent que les outils de flexibilité actuellement disponibles (stockage, pilotage de la demande, moyens de production de pointe, …) suffisent à assurer l’équilibre offre-demande à tout instant jusqu’à des taux élevés de pénétration des sources variables de l’ordre de 70 à 80 %, moyennant une adaptation du réseau. Au-delà, il sera nécessaire de faire appel à des moyens de stockage intersaisonnier massif tel que le « power-to-gas » (production d’hydrogène et le cas échéant de méthane de synthèse).

L'un des enjeux actuels de la recherche sur le solaire et l'éolien est d'améliorer la prévision de la production

Prévisibilité de la production solaire et éolienne

Une autre difficulté provient du caractère peu prévisible de la production de l’éolien et du solaire qui rend plus compliquée la tâche des gestionnaires de réseau. Ceux-ci doivent s’assurer à l’avance qu’ils disposeront de réserves suffisantes pour se prémunir contre des aléas par nature imprévisibles : ainsi, les moyens renouvelables variables tendent à accroître les besoins de réserve.

L'un des objectifs actuels de la recherche sur le solaire et l'éolien est précisément d'améliorer la prévision. Des progrès notables ont été accomplis ces dernières années dans ce domaine : RTE, par exemple, dispose depuis 2009 d’un outil de prévision appelé IPES (pour Insertion de la Production Éolienne et Solaire) dont la fiabilité s’améliore au fur et à mesure que le retour d’expérience augmente .

De manière générale, la précision de la prévision dépend de plusieurs facteurs :

  • son horizon temporel, c’est-à-dire combien de temps à l’avance elle est réalisée ;
  • son périmètre, c’est-à-dire si elle porte sur une unité, un site ou un ensemble de sites de production, voire sur une région ou un pays entier : plus l’étendue géographique est grande, plus l’erreur sera faible du fait du foisonnement de la production ;
  • de la formulation mathématique utilisée pour calculer l’erreur de prévision (erreur relative, absolue ou en moyenne quadratique).

Il existe un grand nombre de modèles et de méthodes pour estimer la production renouvelable à différents horizons de temps. Chacune a ses avantages et inconvénients et est pertinente pour un domaine d’utilisation. Ainsi, pour le solaire photovoltaïque, des caméras « fish-eye » filmant à 180° le ciel au-dessus d’une installation sont utilisées pour des prévisions à très court terme (inférieures à quelques heures), des modèles météorologiques pour la prévision court-terme (à quelques jours) et des modèles statistiques basés sur des historiques de production pour des prévisions à plus long terme (une semaine à plusieurs années).

Participation aux services système

Une troisième difficulté provient de la participation aujourd'hui limitée des moyens éoliens et photovoltaïques aux services système qui sont essentiels pour garantir la qualité et la continuité de la fourniture d’électricité. Tant que leur taux de pénétration reste limité, les autres moyens de production fournissent les services nécessaires au bon fonctionnement du système, y compris en tenant compte de l’aléa supplémentaire qu’ils induisent. Mais lorsque cette pénétration augmente, les erreurs de prévision deviennent plus fréquentes et potentiellement plus pénalisantes, tandis que les moyens disponibles pour y faire face tendent à devenir de moins en moins suffisants.

Bien que cette problématique soit très loin de se poser en France compte tenu du faible taux de pénétration des sources variables dans le mix électrique, on constate dans les pays plus avancés que les  les exigences du réseau vis-à-vis des renouvelables tendent à s'aligner sur celles appliquées aux moyens conventionnels, notamment en matière d'ajustement de la production à la hausse et à la baisse afin de fournir des services-système.

Des projets de démonstration achevés ou en cours réalisation tels que projets Kombikraftwerk ou REstable confirment la capacité des renouvelables variables  à répondre à ces exigences avec des performances comparables à celles des moyens conventionnels lorsqu’elles sont géographiquement dispersées et agrégées pour pouvoir être pilotées par un seul opérateur à travers ce que l’on appelle une « centrale virtuelle ».

Dernière Mise à jour : 22/10/2019
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Des travaux ont été menés sur les verrous à la pénétration du renouvelable électrique et sur les recommandations pour lever ces verrous. Le projet Kombikraftwerk2 , qui vise à comprendre les verrous à l’avènement d'un approvisonnement 100% renouvelable en Allemagne sous l’angle de la stabilité du système électrique, propose un certain nombre d’évolutions du cadre réglementaire pour favoriser l'intégration des renouvelables aux différents marchés de services-système (réduction des périodes d’enchères, équilibrage infra-journalier, possibilité d’offres dissymétriques).

La pertinence de ces recommandations a été confirmée par le projet REstable qui a expérimenté en 2018 et 2019 le recours à des centrales virtuelles (VPP pour Virtual Power Plants) composées d'installations photovoltaïques et éoliennes en fonctionnement en France et en Allemagne pour la participation au réglage de la fréquence .

Dernière Mise à jour : 22/10/2019
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Enjeux liés à la variabilité des EnR

Enjeux et solutions techniques

Avec 25% de la production totale d’électricité au niveau mondial en 2017, les énergies renouvelables se classent en deuxième position derrière le charbon (38 %) mais devant le gaz naturel (23%) et le nucléaire (10%).

À elle seule l’hydro-électricité, qui a été exploitée avant le charbon à la fin du XIXème siècle et était largement majoritaire dans les années 1920 en France, représente les deux tiers de ce total ; elle compte aujourd’hui pour environ 10% de la production française mais 98% en Norvège et plus de 80% en Nouvelle-Zélande et au Brésil.

L’eau pouvant facilement se stocker dans les bassins des barrages, l’hydroélectricité est au moins partiellement pilotable. En revanche, l’éolien et le solaire photovoltaïque, qui ne sont apparus que dans les années 1990 mais sont appelés à se développer massivement, dépendent entièrement de phénomènes incontrôlables comme l’alternance jour/nuit ou les conditions météo : c’est pourquoi on les qualifie parfois de « fatales », « intermittentes », « non-pilotables » ou « variables », ces deux derniers termes étant plus exacts que les premiers.

Cette variabilité s’ajoute à celle de la consommation, elle aussi peu contrôlable, mais à laquelle les gestionnaires de réseaux savent faire face soit par le pilotage à la hausse ou à la baisse des moyens de production, soit par des actions sur la demande telles que l’activation d’usages lors des périodes de surproduction ou le délestage lors des périodes de faible production.

On peut noter à cet égard que la variabilité de la consommation est particulièrement marquée en France où le chauffage électrique est présent dans près de la moitié des logements : en hiver, chaque degré en moins sur le thermomètre augmente la puissance appelée de 2,4 GW, soit l’équivalent de 2 à 3 réacteurs nucléaires. Cette thermosensibilité qui représente à elle seule près de la moitié du phénomène à l’échelle européenne est néanmoins bien maîtrisée par RTE, grâce notamment à sa capacité d’anticipation basée sur une très bonne connaissance des liens entre prévisions météo et évolution de la consommation.

Corrélation offre demande

L’intégration à grande échelle de sources non-pilotables dans le système électrique pose de nouveaux défis, notamment du fait que les périodes de production ne correspondent pas nécessairement à des besoins de consommation et qu’un accroissement de la capacité installée ne se traduit pas nécessairement par une augmentation de la couverture de la demande.

Ce problème se poserait de manière particulièrement aiguë si on ne disposait que d’une seule source variable, mais les sources variables se complètent au moins partiellement entre elles : si le photovoltaïque ne produit jamais la nuit, ce n’est pas le cas de l’éolien et il y a généralement plus de soleil en été et de vent en hiver sous nos latitudes. L’éolien bénéficie en outre de trois régimes de vent (océanique, méditerranéen et continental) et sa version maritime permet d’exploiter des vents plus constants que sur le continent.

Plus largement, l’interconnexion des systèmes électriques entre pays voisins permet de bénéficier d’un foisonnement de la production renouvelable à l’échelle de l’ensemble du système électrique européen, ce qui est particulièrement important pour la France qui se situe au cœur géographique de ce dernier.

Ces complémentarités qui s’ajoutent au caractère pilotable de l’hydroélectricité historique et si besoin de la biomasse (biogaz ou bois) permettent de réduire la variabilité moyenne du système électrique et de retarder le moment où il sera nécessaire de prendre des dispositions spécifiques, mais il subsistera toujours des périodes ou la production excède la demande, et d’autres durant lesquelles à l’inverse elle ne suffit pas à répondre aux besoins.

Dans le premier cas, trois solutions sont envisageables : l’exportation, le stockage et l’arrêt volontaire de la production (on parle alors d’écrêtement). Dans le second, il faut disposer de sources complémentaires tels que moyens de production pilotables, unités de stockage remplies durant les périodes forte production ou importations.

Plusieurs études sur la faisabilité d’un mix électrique 100%, notamment celle publiée en 2016 par l’ADEME, dont RTE a validé la qualité scientifique, montrent que les outils de flexibilité actuellement disponibles (stockage, pilotage de la demande, moyens de production de pointe, …) suffisent à assurer l’équilibre offre-demande à tout instant jusqu’à des taux élevés de pénétration des sources variables de l’ordre de 70 à 80 %, moyennant une adaptation du réseau. Au-delà, il sera nécessaire de faire appel à des moyens de stockage intersaisonnier massif tel que le « power-to-gas » (production d’hydrogène et le cas échéant de méthane de synthèse).

L'un des enjeux actuels de la recherche sur le solaire et l'éolien est d'améliorer la prévision de la production

Prévisibilité de la production solaire et éolienne

Une autre difficulté provient du caractère peu prévisible de la production de l’éolien et du solaire qui rend plus compliquée la tâche des gestionnaires de réseau. Ceux-ci doivent s’assurer à l’avance qu’ils disposeront de réserves suffisantes pour se prémunir contre des aléas par nature imprévisibles : ainsi, les moyens renouvelables variables tendent à accroître les besoins de réserve.

L'un des objectifs actuels de la recherche sur le solaire et l'éolien est précisément d'améliorer la prévision. Des progrès notables ont été accomplis ces dernières années dans ce domaine : RTE, par exemple, dispose depuis 2009 d’un outil de prévision appelé IPES (pour Insertion de la Production Éolienne et Solaire) dont la fiabilité s’améliore au fur et à mesure que le retour d’expérience augmente .

De manière générale, la précision de la prévision dépend de plusieurs facteurs :

  • son horizon temporel, c’est-à-dire combien de temps à l’avance elle est réalisée ;
  • son périmètre, c’est-à-dire si elle porte sur une unité, un site ou un ensemble de sites de production, voire sur une région ou un pays entier : plus l’étendue géographique est grande, plus l’erreur sera faible du fait du foisonnement de la production ;
  • de la formulation mathématique utilisée pour calculer l’erreur de prévision (erreur relative, absolue ou en moyenne quadratique).

Il existe un grand nombre de modèles et de méthodes pour estimer la production renouvelable à différents horizons de temps. Chacune a ses avantages et inconvénients et est pertinente pour un domaine d’utilisation. Ainsi, pour le solaire photovoltaïque, des caméras « fish-eye » filmant à 180° le ciel au-dessus d’une installation sont utilisées pour des prévisions à très court terme (inférieures à quelques heures), des modèles météorologiques pour la prévision court-terme (à quelques jours) et des modèles statistiques basés sur des historiques de production pour des prévisions à plus long terme (une semaine à plusieurs années).

Participation aux services système

Une troisième difficulté provient de la participation aujourd'hui limitée des moyens éoliens et photovoltaïques aux services système qui sont essentiels pour garantir la qualité et la continuité de la fourniture d’électricité. Tant que leur taux de pénétration reste limité, les autres moyens de production fournissent les services nécessaires au bon fonctionnement du système, y compris en tenant compte de l’aléa supplémentaire qu’ils induisent. Mais lorsque cette pénétration augmente, les erreurs de prévision deviennent plus fréquentes et potentiellement plus pénalisantes, tandis que les moyens disponibles pour y faire face tendent à devenir de moins en moins suffisants.

Bien que cette problématique soit très loin de se poser en France compte tenu du faible taux de pénétration des sources variables dans le mix électrique, on constate dans les pays plus avancés que les  les exigences du réseau vis-à-vis des renouvelables tendent à s'aligner sur celles appliquées aux moyens conventionnels, notamment en matière d'ajustement de la production à la hausse et à la baisse afin de fournir des services-système.

Des projets de démonstration achevés ou en cours réalisation tels que projets Kombikraftwerk ou REstable confirment la capacité des renouvelables variables  à répondre à ces exigences avec des performances comparables à celles des moyens conventionnels lorsqu’elles sont géographiquement dispersées et agrégées pour pouvoir être pilotées par un seul opérateur à travers ce que l’on appelle une « centrale virtuelle ».

Enjeux et solutions économiques

Impact sur les marchés de l'électricité

Du fait qu’elle est non-pilotable, l’électricité renouvelable variable bénéficie logiquement dans de nombreux pays d’une priorité d’injection dans le réseau. Comme la production  n’est pas nécessairement corrélée avec la consommation cette priorité peut, lors des pics de production éoliens et photovoltaïques, tirer à la baisse le prix de vente de l’électricité sur le marché voire induire des prix négatifs, avec pour effet secondaire de réduire la rentabilité des autres moyens de production qui restent pour le moment nécessaires à l’équilibre général du système électrique.

La perspective d’une pénétration plus importante du renouvelable variable invite donc à une réflexion plus générale sur le cadre économique et régulatoire :

  • Soit pour inciter ou obliger ces moyens de production à offrir les mêmes services que les moyens conventionnels, de manière à garantir la stabilité et la sécurité du système électrique ;
  • soit pour permettre le financement de flexibilités complémentaires à ces moyens de production (unités de stockage, pilotage de la demande ou autres moyens de production pilotables).

Des travaux ont été menés sur les verrous à la pénétration du renouvelable électrique et sur les recommandations pour lever ces verrous. Le projet Kombikraftwerk2 , qui vise à comprendre les verrous à l’avènement d'un approvisonnement 100% renouvelable en Allemagne sous l’angle de la stabilité du système électrique, propose un certain nombre d’évolutions du cadre réglementaire pour favoriser l'intégration des renouvelables aux différents marchés de services-système (réduction des périodes d’enchères, équilibrage infra-journalier, possibilité d’offres dissymétriques).

La pertinence de ces recommandations a été confirmée par le projet REstable qui a expérimenté en 2018 et 2019 le recours à des centrales virtuelles (VPP pour Virtual Power Plants) composées d'installations photovoltaïques et éoliennes en fonctionnement en France et en Allemagne pour la participation au réglage de la fréquence .

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