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Enjeux et trajectoires du mix électrique

Évolutions à venir du mix français

Une consommation électrique en hausse

En France, à horizon 2050, une hausse générale de la consommation d’électricité est à prévoir, principalement du fait de l’électrification des usages et ce malgré les progrès dans l’efficacité énergétique des équipements électriques et la rénovation des bâtiments. D’après RTE, en fonction des trajectoires envisagées, la consommation d’électricité passerait de 480 TWh en 2020 à environ 645 TWh en 2050 (de 550 à 770 TWh selon les scénarios envisagés). D’autres scénarios, tel que ceux construits par l’association négaWatt, envisagent une réduction de la consommation énergétique plus prononcée et une électrification moindre conduisant à des niveaux plus faibles de consommation électrique à 2050 (463 TWh dans le scénario publié en 2017).

Etude_rte_traj_conso.pngSource : RTE, "Futurs énergétiques 2050", 2021.

Plusieurs filières vont particulièrement impacter cette évolution : déploiement des véhicules électriques (VE), des pompes à chaleur (PAC) pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire (ECS) ainsi que l’hydrogène décarboné (aujourd’hui produit à 95% par vaporeformage à partir d’hydrocarbures) en tant que vecteur énergétique dont le procédé le plus avancé (l’électrolyse) pour sa fabrication requiert de l’électricité.

Définitions

Sécurité d’approvisionnement : adéquation prévisionnelle entre offre et demande à l’échelle d’un pays aux différents pas de temps, de la milliseconde à l’année.
Flexibilité : capacité d’un moyen de consommation, de production ou de stockage, à modifier, sur demande, la quantité d’énergie qu’il injecte ou soutire sur le réseau.
Stockage : un dispositif de stockage d’électricité permet de soutirer l’électricité à un instant t, de la convertir dans une autre forme d’énergie plus facilement stockable, puis de la convertir à nouveau ultérieurement pour la restituer au réseau, moyennant une perte liée au rendement du système.

Un besoin accru de flexibilité

L’éolien et le solaire sont des énergies variables

Dans tous les scénarios, les EnR vont tenir une place plus importante au sein du mix électrique à horizon 2050. Dans cette tendance, l’éolien et le solaire sont les filières qui vont principalement se développer. Ces deux types d’énergies renouvelables sont variables, ce qui signifie que leur production électrique dépend d’un phénomène naturel, comme le vent ou l’ensoleillement, dont les cycles conduisent à des variations journalières, hebdomadaires et saisonnières du productible. Malgré leur variabilité, l’éolien et le solaire sont de plus en plus prévisibles, leur production peut alors être anticipée (Voir partie « Prévisibilité de la production solaire et éolienne »).


Le gestionnaire de réseau de transport de l’électricité (RTE) se doit d’assurer l’équilibre entre production et consommation, à chaque instant. La variabilité du solaire et de l’éolien va complexifier la gestion de cet équilibre.

Différents types de flexibilités

Plusieurs leviers de flexibilités répondant chacun à un besoin précis du réseau électrique

Les leviers de flexibilités peuvent agir sur différentes composantes du système électrique selon des modalités et des impacts eux-mêmes différents :

  • la production via l’écrêtement de la production renouvelable (réglage technique pour réduire la production par bridage) et le pilotage des centrales thermiques à flamme ou nucléaires à la hausse ou à la baisse ;
  • la consommation via les effacements industriels (coupure d’un site ayant passé un contrat spécifique avec RTE) et le déplacement de la demande. Ce dernier passe principalement par le pilotage des cumulus électriques pour les faire fonctionner en heures creuses afin de lisser la courbe de consommation. A l’avenir, le déplacement de la demande pourra également passer par l’optimisation de la recharge des véhicules électriques, le pilotage des électrolyseurs (permettant la production d’hydrogène vert) ou de nouvelles tarifications dites horo-saisonnières incitant les consommateurs à utiliser leurs équipements électriques durant les heures les moins contraintes ;
  • les interconnexions via la compensation d’un éventuel déficit de production dans un pays du fait d’une météo défavorable par les surplus observés au même moment dans un autre pays  grâce au foisonnement qui permet d’atténuer d’autant plus les variations de la consommation et de la production non pilotable qu’il peut être exploité à des échelles géographiques plus étendues. Les interconnexions permettent ainsi de répartir l‘électricité entre les pays raccordés au réseau, et par là-même de réduire les besoins de capacités installées ;
  • le stockage via des systèmes permettant de stocker l’électricité en cas de surplus de production et de la restituer au moment des pics de consommation. Les différentes technologies de stockage sont choisies en fonction du besoin ciblé : STEP, batteries stationnaires, power-to-gas (voir article " Stockage ").

Un parc nucléaire qui ne pourra plus assurer une aussi grande partie de la production

Actuellement, le nucléaire représente 72% du mix électrique français mais la France s’est engagée à réduire cette part à 50% en 2035 (voir article "") ce qui impose d’activer différents leviers afin de maintenir la sécurité d’approvisionnement.

Un objectif de neutralité carbone de la production d’électricité

En France, le mix électrique est déjà fortement décarboné, notamment dû à l’importance de la production nucléaire et hydraulique. La fermeture des centrales au fioul et à charbon et le développement conjoint des énergies renouvelables, notamment photovoltaïque et éolien, a permis de réduire encore davantage le contenu carbone de l’électricité produite en France. Aujourd’hui l’électricité décarbonée représente 92% de la production d’électricité en France.  L’objectif est ainsi de maintenir, voire de réduire encore, ce faible contenu carbone du mix électrique français malgré les changements inévitables qui vont s’opérer au sein du mix électrique.

La démultiplication des énergies renouvelables (EnR) comme solution aux enjeux précédents

Face à ces enjeux, qui impliquent une hausse significative de production d’électricité décarbonée autre que nucléaire, le mix électrique français s’oriente nécessairement vers une part plus importante d’EnR d’ici 2050 (de 50 à 100% du mix selon les scénarios étudiés par RTE).

 

Etude RTE mix prod.pngDans le cadre de ses travaux de prospective, le gestionnaire de réseau de transport de l’électricité français RTE a défini 6 scénarios différents de mix électrique possibles à horizon 2050. En fonction du scénario, les capacités installées des différentes filières de production d’électricité varient, sauf en ce qui concerne l’hydraulique et les bioénergies qui sont considérées égales pour chaque cas envisagé. La part des centrales thermiques d’appoint et les besoins de flexibilité dépendent de la proportion d’EnR variables (éolien et photovoltaïque) dans le mix. A noter que les moyens thermiques considérés seront décarbonés en utilisant des combustibles tels que l’hydrogène vert ou le biogaz. Source : "Futurs énergétique 2050", RTE, 2021.

 

L’évolution du système électrique, même s’il dépend des trajectoires choisies, va conduire à une démultiplication du parc EnR. En effet, dans la production d’électricité française, la part du solaire va être multipliée par un facteur 7 a minima (dans un scénario où il reste 50% de nucléaire) et jusqu’à un facteur 21 (pour un scénario 100% EnR). En ce qui concerne l’éolien terrestre, ses capacités installées vont être multipliées par 2,5 à 4 en fonction du scénario envisagé.  

Dernière Mise à jour : 14/02/2022
Article suivant Un besoin accru de flexibilité

Le système électrique présente un besoin grandissant en flexibilité

La flexibilité du système électrique correspond à la capacité d’un moyen de consommation, de production ou de stockage, à modifier, sur demande, la quantité d’énergie qu’il injecte ou soutire sur le réseau.

RTE- besoins flexibilités.pngCe graphique permet de se rendre compte que le besoin total de nouvelles capacités pour assurer la flexibilité du réseau (notamment la sécurité d’approvisionnement) est conséquent. De plus, la puissance installée des flexibilités nécessaires augmente dans les scénarios développant plus massivement les EnR (scénarios M0, M1 et M23).

On entend parfois dire que les EnR variables sont dans l’incapacité de régler sur demande leur injection d’électricité au réseau. En réalité, avec des dispositifs adaptés, elles peuvent également ajuster à la hausse ou à la baisse (écrêtement ponctuel) leur production, dans la limite de la production maximale accessible à chaque instant. L’ajustement à la hausse notamment nécessite au préalable de limiter la production pendant une certaine durée, ce qui entraîne des pertes économiques pour les producteurs et la collectivité. Ainsi, leur développement induit un besoin de flexibilité plus important.

A noter que le système électrique actuel présente déjà un besoin de flexibilité, du fait notamment du temps de réaction et de réglage des centrales nucléaires pour compenser les variations de la consommation. Cette flexibilité est assurée aujourd’hui par les « statons de transfert d’énergie par pompage » (STEP), les centrales thermiques activables rapidement (notamment au gaz naturel), les interconnexions, les effacements industriels sur demande et le pilotage de la demande via des tarifications adaptés (heures pleines / heures creuses). L’intégration des EnR sur le réseau impliquera une évolution, et non une apparition, du besoin de flexibilité en termes de volume et de type. 

Dernière Mise à jour : 14/02/2022
Article précédent Évolutions à venir du mix français
Article suivant Différents types de flexibilités

Chaque levier de flexibilité joue son rôle à une temporalité bien précise

Les besoins en flexibilité du réseau électrique se manifestent à des moments et sur des périodes de temps différents :

  • interannuel (plusieurs années) : d’une année sur l’autre, la production et la consommation peuvent varier, en fonction des aléas météorologiques (notamment la production hydraulique largement dépendante de la pluviométrie et de la fonte des neiges, phénomène fortement variable d’une année sur l’autre) ;
  • Inter-saisonnier (plusieurs semaines ou mois voire années) : sur l’année, la consommation et la production dépendent fortement de la saison, avec plus de consommation et de production éolienne en hiver, une consommation moindre et une production solaire accrue en été ;
    • Actuellement, le besoin de flexibilité intersaisonnier (sur une année) est en grande partie couvert par le positionnement des travaux de maintenance des réacteurs nucléaires (en été, lorsque la demande est basse). De nouveaux besoins de flexibilité pourraient apparaître à ce niveau avec une intégration de plus de 80% d’EnR dans le mix, ils pourront être remplis avec la technologie de power-to-gas-to-power (voir article sur le power-to-gas). En effet, le gaz, composé de molécule, étant plus facilement stockable que l’électricité, cette famille de technologies permet de convertir l’électricité excédentaire en hydrogène ou en méthane de synthèse, puis de faire la conversion inverse lorsqu’il y a besoin d’injecter de l’électricité dans le réseau.
  • hebdomadaire (plusieurs jours) : sur une semaine-type, on observe généralement une variation à la baisse de la consommation le week-end, et une variabilité de la production EnR imputable principalement à l’éolien ;
    • Les Stations de Transfert d’Énergie par Pompage (STEP) constituent actuellement le principal moyen de stockage d’électricité en France mais également à l’international : en 2020, les STEP représentaient 95% de la puissance de stockage d’électricité connectée au réseau dans le monde. Lorsqu’il y a excès de production, l’électricité est utilisée pour alimenter une pompe qui transfère de l’eau d’un bassin inférieur vers un bassin supérieur. A l’inverse, lorsqu’il y a un pic de consommation, l’eau du bassin supérieur est turbinée pour produire de l’électricité. Ce mécanisme permet une flexibilité importante à une temporalité de quelques heures (infra-journalière) à quelques jours (infra-hebdomadaire).
    • A noter qu’aujourd’hui, ces derniers sont relativement faibles donc les STEP assurent donc essentiellement une flexibilité infrajournalière. Cependant, avec l’augmentation de la puissance installée en éolien prévue dans les années à venir, le besoin en flexibilité hebdomadaire va augmenter et pourra être assuré par les STEP qui laisseront ainsi une certaine place aux batteries stationnaires pour assurer la flexibilité infrajournalière.
  • infrajournalier (plusieurs heures) : sur une journée-type on observe un pic de consommation le midi puis un autre le soir et, au contraire, des phases de surplus d’électricité notamment nucléaire et potentiellement éolienne disponible pendant la nuit.
    • A l’avenir les phases de surplus pourraient se déplacer vers le midi avec le développement attendu de la production photovoltaïque. Les batteries stationnaires présentent une capacité de stockage d’énergie réduite mais une puissance importante ce qui les rend performantes pour une flexibilité infrajournalière mais pas à plus long terme.
RTE - temporalité flexibilités.pngCe schéma présente l’horizon temporel des différents leviers de flexibilité existants. Chaque technologie correspond donc à un besoin de flexibilité spécifique : les batteries pour l’infrajournalier, les STEP pour l’infrajournalier et l’infra-hebdomadaire, et le power-to-gas (flexibilité des électrolyseurs, capacités thermiques décarbonées et interconnexions) pour l’intersaisonnier et le cas échéant l’inter-annuel. Source : RTE, "Futurs énergétique 2050", https://assets.rte-france.com/prod/public/2021-12/BP2050_rapport-complet_chapitre7_securite-approvisionnement.pdf, p257.
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Enjeux et trajectoires du mix électrique

Évolutions à venir du mix français

Une consommation électrique en hausse

En France, à horizon 2050, une hausse générale de la consommation d’électricité est à prévoir, principalement du fait de l’électrification des usages et ce malgré les progrès dans l’efficacité énergétique des équipements électriques et la rénovation des bâtiments. D’après RTE, en fonction des trajectoires envisagées, la consommation d’électricité passerait de 480 TWh en 2020 à environ 645 TWh en 2050 (de 550 à 770 TWh selon les scénarios envisagés). D’autres scénarios, tel que ceux construits par l’association négaWatt, envisagent une réduction de la consommation énergétique plus prononcée et une électrification moindre conduisant à des niveaux plus faibles de consommation électrique à 2050 (463 TWh dans le scénario publié en 2017).

Etude_rte_traj_conso.pngSource : RTE, "Futurs énergétiques 2050", 2021.

Plusieurs filières vont particulièrement impacter cette évolution : déploiement des véhicules électriques (VE), des pompes à chaleur (PAC) pour le chauffage et l’eau chaude sanitaire (ECS) ainsi que l’hydrogène décarboné (aujourd’hui produit à 95% par vaporeformage à partir d’hydrocarbures) en tant que vecteur énergétique dont le procédé le plus avancé (l’électrolyse) pour sa fabrication requiert de l’électricité.

Définitions

Sécurité d’approvisionnement : adéquation prévisionnelle entre offre et demande à l’échelle d’un pays aux différents pas de temps, de la milliseconde à l’année.
Flexibilité : capacité d’un moyen de consommation, de production ou de stockage, à modifier, sur demande, la quantité d’énergie qu’il injecte ou soutire sur le réseau.
Stockage : un dispositif de stockage d’électricité permet de soutirer l’électricité à un instant t, de la convertir dans une autre forme d’énergie plus facilement stockable, puis de la convertir à nouveau ultérieurement pour la restituer au réseau, moyennant une perte liée au rendement du système.

Un parc nucléaire qui ne pourra plus assurer une aussi grande partie de la production

Actuellement, le nucléaire représente 72% du mix électrique français mais la France s’est engagée à réduire cette part à 50% en 2035 (voir article "") ce qui impose d’activer différents leviers afin de maintenir la sécurité d’approvisionnement.

Un objectif de neutralité carbone de la production d’électricité

En France, le mix électrique est déjà fortement décarboné, notamment dû à l’importance de la production nucléaire et hydraulique. La fermeture des centrales au fioul et à charbon et le développement conjoint des énergies renouvelables, notamment photovoltaïque et éolien, a permis de réduire encore davantage le contenu carbone de l’électricité produite en France. Aujourd’hui l’électricité décarbonée représente 92% de la production d’électricité en France.  L’objectif est ainsi de maintenir, voire de réduire encore, ce faible contenu carbone du mix électrique français malgré les changements inévitables qui vont s’opérer au sein du mix électrique.

La démultiplication des énergies renouvelables (EnR) comme solution aux enjeux précédents

Face à ces enjeux, qui impliquent une hausse significative de production d’électricité décarbonée autre que nucléaire, le mix électrique français s’oriente nécessairement vers une part plus importante d’EnR d’ici 2050 (de 50 à 100% du mix selon les scénarios étudiés par RTE).

 

Etude RTE mix prod.pngDans le cadre de ses travaux de prospective, le gestionnaire de réseau de transport de l’électricité français RTE a défini 6 scénarios différents de mix électrique possibles à horizon 2050. En fonction du scénario, les capacités installées des différentes filières de production d’électricité varient, sauf en ce qui concerne l’hydraulique et les bioénergies qui sont considérées égales pour chaque cas envisagé. La part des centrales thermiques d’appoint et les besoins de flexibilité dépendent de la proportion d’EnR variables (éolien et photovoltaïque) dans le mix. A noter que les moyens thermiques considérés seront décarbonés en utilisant des combustibles tels que l’hydrogène vert ou le biogaz. Source : "Futurs énergétique 2050", RTE, 2021.

 

L’évolution du système électrique, même s’il dépend des trajectoires choisies, va conduire à une démultiplication du parc EnR. En effet, dans la production d’électricité française, la part du solaire va être multipliée par un facteur 7 a minima (dans un scénario où il reste 50% de nucléaire) et jusqu’à un facteur 21 (pour un scénario 100% EnR). En ce qui concerne l’éolien terrestre, ses capacités installées vont être multipliées par 2,5 à 4 en fonction du scénario envisagé.  

Un besoin accru de flexibilité

L’éolien et le solaire sont des énergies variables

Dans tous les scénarios, les EnR vont tenir une place plus importante au sein du mix électrique à horizon 2050. Dans cette tendance, l’éolien et le solaire sont les filières qui vont principalement se développer. Ces deux types d’énergies renouvelables sont variables, ce qui signifie que leur production électrique dépend d’un phénomène naturel, comme le vent ou l’ensoleillement, dont les cycles conduisent à des variations journalières, hebdomadaires et saisonnières du productible. Malgré leur variabilité, l’éolien et le solaire sont de plus en plus prévisibles, leur production peut alors être anticipée (Voir partie « Prévisibilité de la production solaire et éolienne »).


Le gestionnaire de réseau de transport de l’électricité (RTE) se doit d’assurer l’équilibre entre production et consommation, à chaque instant. La variabilité du solaire et de l’éolien va complexifier la gestion de cet équilibre.

Le système électrique présente un besoin grandissant en flexibilité

La flexibilité du système électrique correspond à la capacité d’un moyen de consommation, de production ou de stockage, à modifier, sur demande, la quantité d’énergie qu’il injecte ou soutire sur le réseau.

RTE- besoins flexibilités.pngCe graphique permet de se rendre compte que le besoin total de nouvelles capacités pour assurer la flexibilité du réseau (notamment la sécurité d’approvisionnement) est conséquent. De plus, la puissance installée des flexibilités nécessaires augmente dans les scénarios développant plus massivement les EnR (scénarios M0, M1 et M23).

On entend parfois dire que les EnR variables sont dans l’incapacité de régler sur demande leur injection d’électricité au réseau. En réalité, avec des dispositifs adaptés, elles peuvent également ajuster à la hausse ou à la baisse (écrêtement ponctuel) leur production, dans la limite de la production maximale accessible à chaque instant. L’ajustement à la hausse notamment nécessite au préalable de limiter la production pendant une certaine durée, ce qui entraîne des pertes économiques pour les producteurs et la collectivité. Ainsi, leur développement induit un besoin de flexibilité plus important.

A noter que le système électrique actuel présente déjà un besoin de flexibilité, du fait notamment du temps de réaction et de réglage des centrales nucléaires pour compenser les variations de la consommation. Cette flexibilité est assurée aujourd’hui par les « statons de transfert d’énergie par pompage » (STEP), les centrales thermiques activables rapidement (notamment au gaz naturel), les interconnexions, les effacements industriels sur demande et le pilotage de la demande via des tarifications adaptés (heures pleines / heures creuses). L’intégration des EnR sur le réseau impliquera une évolution, et non une apparition, du besoin de flexibilité en termes de volume et de type. 

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Différents types de flexibilités

Plusieurs leviers de flexibilités répondant chacun à un besoin précis du réseau électrique

Les leviers de flexibilités peuvent agir sur différentes composantes du système électrique selon des modalités et des impacts eux-mêmes différents :

  • la production via l’écrêtement de la production renouvelable (réglage technique pour réduire la production par bridage) et le pilotage des centrales thermiques à flamme ou nucléaires à la hausse ou à la baisse ;
  • la consommation via les effacements industriels (coupure d’un site ayant passé un contrat spécifique avec RTE) et le déplacement de la demande. Ce dernier passe principalement par le pilotage des cumulus électriques pour les faire fonctionner en heures creuses afin de lisser la courbe de consommation. A l’avenir, le déplacement de la demande pourra également passer par l’optimisation de la recharge des véhicules électriques, le pilotage des électrolyseurs (permettant la production d’hydrogène vert) ou de nouvelles tarifications dites horo-saisonnières incitant les consommateurs à utiliser leurs équipements électriques durant les heures les moins contraintes ;
  • les interconnexions via la compensation d’un éventuel déficit de production dans un pays du fait d’une météo défavorable par les surplus observés au même moment dans un autre pays  grâce au foisonnement qui permet d’atténuer d’autant plus les variations de la consommation et de la production non pilotable qu’il peut être exploité à des échelles géographiques plus étendues. Les interconnexions permettent ainsi de répartir l‘électricité entre les pays raccordés au réseau, et par là-même de réduire les besoins de capacités installées ;
  • le stockage via des systèmes permettant de stocker l’électricité en cas de surplus de production et de la restituer au moment des pics de consommation. Les différentes technologies de stockage sont choisies en fonction du besoin ciblé : STEP, batteries stationnaires, power-to-gas (voir article " Stockage ").

Chaque levier de flexibilité joue son rôle à une temporalité bien précise

Les besoins en flexibilité du réseau électrique se manifestent à des moments et sur des périodes de temps différents :

  • interannuel (plusieurs années) : d’une année sur l’autre, la production et la consommation peuvent varier, en fonction des aléas météorologiques (notamment la production hydraulique largement dépendante de la pluviométrie et de la fonte des neiges, phénomène fortement variable d’une année sur l’autre) ;
  • Inter-saisonnier (plusieurs semaines ou mois voire années) : sur l’année, la consommation et la production dépendent fortement de la saison, avec plus de consommation et de production éolienne en hiver, une consommation moindre et une production solaire accrue en été ;
    • Actuellement, le besoin de flexibilité intersaisonnier (sur une année) est en grande partie couvert par le positionnement des travaux de maintenance des réacteurs nucléaires (en été, lorsque la demande est basse). De nouveaux besoins de flexibilité pourraient apparaître à ce niveau avec une intégration de plus de 80% d’EnR dans le mix, ils pourront être remplis avec la technologie de power-to-gas-to-power (voir article sur le power-to-gas). En effet, le gaz, composé de molécule, étant plus facilement stockable que l’électricité, cette famille de technologies permet de convertir l’électricité excédentaire en hydrogène ou en méthane de synthèse, puis de faire la conversion inverse lorsqu’il y a besoin d’injecter de l’électricité dans le réseau.
  • hebdomadaire (plusieurs jours) : sur une semaine-type, on observe généralement une variation à la baisse de la consommation le week-end, et une variabilité de la production EnR imputable principalement à l’éolien ;
    • Les Stations de Transfert d’Énergie par Pompage (STEP) constituent actuellement le principal moyen de stockage d’électricité en France mais également à l’international : en 2020, les STEP représentaient 95% de la puissance de stockage d’électricité connectée au réseau dans le monde. Lorsqu’il y a excès de production, l’électricité est utilisée pour alimenter une pompe qui transfère de l’eau d’un bassin inférieur vers un bassin supérieur. A l’inverse, lorsqu’il y a un pic de consommation, l’eau du bassin supérieur est turbinée pour produire de l’électricité. Ce mécanisme permet une flexibilité importante à une temporalité de quelques heures (infra-journalière) à quelques jours (infra-hebdomadaire).
    • A noter qu’aujourd’hui, ces derniers sont relativement faibles donc les STEP assurent donc essentiellement une flexibilité infrajournalière. Cependant, avec l’augmentation de la puissance installée en éolien prévue dans les années à venir, le besoin en flexibilité hebdomadaire va augmenter et pourra être assuré par les STEP qui laisseront ainsi une certaine place aux batteries stationnaires pour assurer la flexibilité infrajournalière.
  • infrajournalier (plusieurs heures) : sur une journée-type on observe un pic de consommation le midi puis un autre le soir et, au contraire, des phases de surplus d’électricité notamment nucléaire et potentiellement éolienne disponible pendant la nuit.
    • A l’avenir les phases de surplus pourraient se déplacer vers le midi avec le développement attendu de la production photovoltaïque. Les batteries stationnaires présentent une capacité de stockage d’énergie réduite mais une puissance importante ce qui les rend performantes pour une flexibilité infrajournalière mais pas à plus long terme.
RTE - temporalité flexibilités.pngCe schéma présente l’horizon temporel des différents leviers de flexibilité existants. Chaque technologie correspond donc à un besoin de flexibilité spécifique : les batteries pour l’infrajournalier, les STEP pour l’infrajournalier et l’infra-hebdomadaire, et le power-to-gas (flexibilité des électrolyseurs, capacités thermiques décarbonées et interconnexions) pour l’intersaisonnier et le cas échéant l’inter-annuel. Source : RTE, "Futurs énergétique 2050", https://assets.rte-france.com/prod/public/2021-12/BP2050_rapport-complet_chapitre7_securite-approvisionnement.pdf, p257.
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