Énergies renouvelables : la nécessité d’un réseau électrique plus intelligent

Anne Blavette

Chargée de recherche CNRS en génie électrique, École normale supérieure de Rennes

La transition énergétique est en marche. Afin de rendre notre consommation électrique plus verte, des énergies renouvelables seront intégrées massivement au sein des réseaux électriques. Selon la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte(1), les énergies renouvelables devront représenter 40 % de la production d’électricité en 2030 en France.

Or, ces énergies ayant une production variable, cela demande un changement de paradigme dans la gestion de ces réseaux. Notamment, une exploitation accrue de la flexibilité de la consommation électrique, c’est-à-dire la possibilité pour les consommateurs de déplacer leur consommation dans le temps (par exemple, programmer sa machine à laver pour démarrer son cycle lorsqu’une période d’ensoleillement est prévue). Cela nécessite des réseaux connectés et intelligents, capable d’indiquer en temps réel l’état du système : c’est le réseau intelligent (ou « smart grid »).

Le smart grid pour augmenter la part d’énergie renouvelable utilisée

Les réseaux électriques(2) ont été développés à une époque où la production électrique était assurée par quelques grosses centrales électriques entièrement contrôlables, pilotées afin de suivre la courbe de consommation nationale. Or, ce n’est pas le cas des centrales électriques basées sur des énergies renouvelables. Tout d’abord parce qu’on assiste plutôt à un déploiement de petites centrales électriques dispersées (par exemple des panneaux solaires sur le toit d’un particulier). Mais aussi parce que les centrales photovoltaïques ou les fermes éoliennes sont moins prédictibles : nous ne contrôlons pas les nuages ou le vent !

Or, il est nécessaire que l’équilibre entre consommation et production électrique soit assuré à tout instant dans un réseau électrique, même lorsqu’il n’y a plus de vent ou de soleil. On peut bien évidemment utiliser du stockage, que ce soit sous forme de réservoirs hydrauliques, de batteries électriques, d’hydrogène, etc.. Cependant, cela peut être coûteux et avoir un impact environnemental et humain non nul(3) (recyclabilité des batteries, etc.). Ainsi, lorsque cela est possible, il est préférable de consommer l’électricité dès qu’elle est produite, et donc d’exploiter les gisements de flexibilité de la consommation électrique.

La flexibilité représente la capacité des consommateurs à déplacer leur consommation dans le temps. Programmer son chauffe-eau pour le faire fonctionner pendant les heures creuses est en soi une exploitation de la flexibilité de sa consommation électrique. Mais il est possible d’aller plus loin, par exemple en programmant sa machine à laver ou son lave-vaisselle pour des périodes où la production d’électricité renouvelable est importante.

Cette tarification dite « dynamique », dont l’introduction est incitée par la réglementation européenne, est très développée dans les pays scandinaves.

Cette gestion de la demande (ou « demand-side management »), utilisée en complément de la gestion de la production traditionnelle, requiert d’avoir un réseau intelligent, où l’information transite autant que les flux d’énergie : c’est le smart grid(4). Il s’agit par exemple de connaître à des pas de temps suffisamment fins (toutes les heures, par exemple) les niveaux de production d’énergie renouvelable. Cela permet d’améliorer les prévisions de production pour les heures à venir et de réadapter si besoin la stratégie de gestion du système électrique.

L’échange d’information permet également au consommateur de recevoir différents signaux, par exemple sous la forme d’une tarification différenciée selon l’heure de la journée (qui peut être fixée à l’année ou réactualisée tous les jours). Cette extension du principe actuel heures pleines/heures creuses est destinée à être plus représentative des conditions réelles du système électrique. Cette tarification dite « dynamique », dont l’introduction est incitée par la réglementation européenne (article 11 de la directive 2019/944(5)), est très développée dans les pays scandinaves. En France, elle a été proposée temporairement par deux fournisseurs en 2021, mais a été suspendue suite à l’envolée des prix de l’énergie. Elle devra cependant être obligatoirement proposée par les plus gros fournisseurs d’énergie dès 2022 (article L.332-7 du code de l’énergie(6)).

Bien entendu, une telle tarification n’est adaptée que lorsqu’une part significative de la consommation est flexible, c’est-à-dire si elle peut être avancée ou reportée (la recharge d’un véhicule électrique, etc.). Cependant, tous les usages ne sont pas flexibilisables (préparation des repas, chauffage…) et ce type d’offre(7) n’est donc pas adapté pour tous les consommateurs. De plus, ce genre d’offres nécessite de garder un œil sur divers signaux envoyés par le fournisseur d’énergie (tarifs horaires du lendemain, tarifs de période de pointe hivernale, etc.) pour ajuster sa consommation.

Les consommateurs souhaitant se diriger vers de la tarification dynamique pourront donc opter pour une tarification revue tous les jours, ou au contraire pour des offres plus traditionnelles, comme l’offre Tempo d’EDF, où les variations de tarifs sont moins fréquentes (par exemple des prix plus élevés quelques jours par an en période de forte consommation, et moins élevés sinon). Des équipements connectés peuvent permettre d’adapter la consommation (en programmant automatiquement le démarrage de la machine à laver, par exemple). Cela soulève cependant la question du gain économique et environnemental final, l’utilisation de ces équipements ayant un impact non nul.

Le smart grid pour réduire les pics de consommation

La gestion de la demande cible également la réduction des pics de consommation, notamment les pics annuels qui se produisent en hiver dans notre pays. Lors de ces pics, on utilise entre autres de l’énergie provenant de centrales électriques émettrices de CO2 (comme des centrales à charbon), en plus des autres centrales électriques. Réduire sa consommation lors de ces pics permet donc de réduire les émissions de CO2, et de limiter les investissements dans ces centrales « d’appoint » qui ne sont utilisées qu’une fraction de l’année.

Là encore, l’implication des consommateurs est fondamentale. Cela peut passer par la tarification dynamique (avec un prix de l’énergie plus élevé en période de pic), mais également par d’autres dispositifs. Par exemple, prendre la forme de simples informations envoyées aux consommateurs sur l’état du système électrique, auxquelles les consommateurs peuvent répondre bénévolement par un geste citoyen (comme baisser leur chauffage d’un degré lors du pic hivernal). Le gestionnaire de réseau électrique français RTE a notamment utilisé l’option du signal citoyen l’hiver dernier lorsqu’il a demandé aux Français de réduire leur consommation le 8 janvier 2021 au matin(8). Cette information a été relayée par voie de presse et par le biais du dispositif EcoWatt(9). Ce dispositif, mis en place avec succès par RTE depuis de nombreuses années dans les régions Bretagne et PACA, a été étendu depuis 2021 à tout le territoire.

Des réserves mobilisables au plus proche du temps-réel

Cependant, les utilisateurs du réseau électrique pourront peut-être également envisager leur implication future dans d’autres pans de la gestion du réseau électrique, notamment l’équilibrage en temps-réel (à l’échelle de quelques minutes) du système électrique.

Cette gestion s’effectue grâce aux « réserves »(10) permettant d’assurer à chaque instant l’équilibre entre la production et la consommation électrique dans le réseau. Lorsqu’il y a un déficit d’énergie, les centrales participant à la réserve augmentent leur production d’électricité, et la réduisent quand il y a un excès d’énergie. Cela permet de compenser plus ou moins instantanément les pannes éventuelles des centrales électriques et les erreurs de prévision de production de centrales d’origine renouvelable (par exemple s’il y a plus ou moins de production éolienne que prévu). Or, une partie de ces réserves reposent à l’heure actuelle sur des centrales émettrices de CO2(11), comme des centrales à gaz. Dans le but de réduire ces émissions de CO2, de nombreux gestionnaires de réseaux ont récemment ouvert la participation(12) à ces réserves à de nouveaux acteurs afin d’assurer les réserves de manière plus respectueuse de l’environnement.

Les utilisateurs du réseau pourraient également s’impliquer dans cet équilibrage au temps-réel, en particulier au travers d’agrégats de consommateurs dont la somme des puissances individuelles (trop petites pour être intéressantes de manière isolée) peut constituer une puissance raisonnable une fois additionnées. Cela serait piloté par des agrégateurs, avec l’accord de chacun des consommateurs volontaires, en contrepartie d’une récompense financière.

Ces véhicules électriques pourront faire varier leur puissance de charge ou de décharge pour contribuer à réduire un déséquilibre observé sur le réseau.

Ce serait par exemple le cas d’une flotte de véhicules électriques : les batteries de véhicules électriques constitueront des moyens de stockage de taille agrégée importante, et qui sont disponibles une grande partie du temps (un véhicule est plus souvent stationnaire que mobile). Ces véhicules pourront faire varier leur puissance de charge ou de décharge pour contribuer à réduire un déséquilibre observé sur le réseau. Dans le court à moyen terme, cela constituera un marché pour une petite partie des millions de véhicules électriques que devrait compter la France dans les prochaines années, car la demande de réserve en France est relativement faible, mais cela pourrait peut-être changer avec une pénétration plus importante des énergies renouvelables(13). Des expérimentations sont d’ailleurs en cours impliquant RTE, la société Jedlix et Renault(14).

Cette fourniture de service au réseau peut être intéressante pour des entreprises ayant des flottes de véhicules, car cela constituerait pour elles une nouvelle source de revenus. Cependant, pour être intéressant, ce revenu doit compenser un potentiel vieillissement accéléré de la batterie. Augmenter le nombre de cycles de charges et décharges de la batterie peut en effet réduire son espérance de vie. Par ailleurs, le prix d’une batterie reste élevé : même s’il a connu une décroissance impressionnante ces dernières années, la hausse des prix de certains matériaux fait planer un doute quant à l’évolution de cette tendance(15).

Il est cependant important de noter que la fabrication des batteries requiert de l’énergie et des matériaux, parfois rares, tout comme les nouvelles technologies de l’information et de la communication (NTIC)(16) nécessaires aux échanges d’informations plus intensifs au sein du smart grid. Or, ces produits (batteries, boîtiers communicants, etc.) sont le plus souvent fabriqués dans des pays où l’électricité est fortement carbonée (comme la Chine). Il est également nécessaire d’être attentif aux conditions de travail dans ces pays, ainsi qu’aux problèmes de toxicité et/ou de pollution de l’écosystème, sans oublier les tensions géopolitiques concernant les métaux rares situés en majorité dans un nombre limité de pays. En d’autres termes, aucune énergie échangée sur le réseau, et de manière générale aucune énergie consommée, n’a un coût environnemental et/ou sociétal nul.

Commentaire

yves Talhouet

bonjour Madame . Exemple mise en place d'une unité de production El de 100 kWc sur Vannes , en coopérative sur une toiture louée à la municipalité : Création de la Coop , devis entreprises, emprunt banquaire , contrat location, permis construire , devis Enedis accepté acompte versé .... et changement point d'injection au lieu d'injecter la production en sortie de transfo alimentant une superette , un coiffeur, un boulanger , La Poste donc activité professionnelle diurne , injection à la sortie d'un transfo qui en aval alimente zone pavillonnaire résidence principale avec peut de consommation diurne . Pour la coop cela ne change rien avec l'obligation de rachat par EDF de la production (maispas très rentable pour EDF) et comment garantir en aval tension et fréquence ?

Hervé

Oui, il est indéniable qu'il y a un intérêt a améliorer la smartgrid (J'écris améliorer car on ne part pas de zéro, il existe déjà des tas de contrats d'effacement ou à tarif variable qui incitent les usagers a différer leur consommation pour la reporter sur des périodes moins chargées).
Mais il faut garder à l'esprit que ces améliorations ont un potentiel limité du fait que s’il est possible de différer de quelques heures certaines consommations, pour beaucoup d'entre elles ce n'est pas possible, ou pas de beaucoup de temps.

Par exemple si on regarde les données de l’Allemagne ou ils ont mis pas mal de "nouvelles ENR", on peut apercevoir l'ampleur du problème (ici j'affiche la courbe de charge et le total ENR):
https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=DE&interval=mo…

Le problème des ENR est leur production erratique, avec une prévisibilité assez courte et peut baisser assez bas plusieurs jours d'affilé . Il est certain que déplacer des consos va réduire l'ampleur du problème, mais ce ne sera pas suffisant. Les centrales au gaz ont encore de beaux jours devant elles!

Muriel

Quel est le rôle du GNSS dans la gestion des smart grids?

Arnaud de Rasilly

L'étude parait comporter quelques propos nuançables.

Le fait de l'apport intermittent des énergies renouvelables conduit à une régulation de la production électrique plus difficile de celui de la variation de le consommation. Auparavant cette régulation s'effectuait sans problème par un ajustement du régime des centrales thermiques et celui de la production hydraulique dont la qualité du régime est d'être très rapide alors que les générations thermiques sont beaucoup plus lentes.

Le dispatching français exemplaire a su remarquablement traiter l'ensemble des situations tant que toutes les sources de production étaient pilotables. Ce n'est plus le cas et cela constitue une énorme erreur de conception du système.La règle a été de faire comme il me plait et débrouiller vous pour que cela marche, à vos frais bien sur. Le cas le plus grave est celui de la montée en puissance des tempêtes conduisant la production éolienne maximale à zéro en un temps très bref.
Dans le seul cas d'une surproduction, une solution régulièrement envisagée dans le sens de la régulation est celle des STEP qui existent déjà mais de manière très limitée. Pour l'étendre il faudrait un aménagement bien difficile sur les barrages existants. Il faudrait alors aménager une réserve d'eau importante immédiatement au pied des barrages et souvent une liaison difficile à réaliser pour le pompage. Le rendement énergétique de la solution serait plutôt faible du fait des pertes de transport souvent de l'atlantique aux alpes, du pompage et de la nouvelle production, le tout pouvant exiger des installations spécifiques sur les barrages existants
.
La régulation liée à un stockage chez les particuliers parait difficile. C'est dire adieu aux compteurs linky et souvent imposer une nouvelle installation privative. Là encore le pilotage est difficile car on ne connait pas l'énergie disponible bien des véhicules n'étant pas au poste de recharge et pas plus dans le cas de ceux qui sont raccordés. Est-il sur que les conducteurs acceptent le risque d'un véhicule à la batterie vide au moment de partir? Et si un jour probable une taxe vient s'imposer sur l'énergie apportée au véhicule, la tenue des comptes va devenir difficile. Un équipement sophistiqué supplémentaire suffira.

La solution au problème de intermittence et de la variation constante de la production de l'énergie éolienne devrait se situer au niveau de la production. Cela aurait du être prévu simultanément avec l'installation des générateurs si la volonté s'était étendue au soucis d'un apport régulé efficace au lieu d'avoir été ce qui est en fait une opération financière. Au point où il en était, l'état qui ne finance rien en la matière pouvait l'envisager. Peut être que le système opérationnel coutant tellement cher en production et maintenance qu'il devenait impossible de le mettre en oeuvre.
Le principe est dans l'air avec constance mais semble-t-il à une telle altitude qu'il n'est pas atteignable. Bien sur l'obstacle est le financement dont le principe est le recours aux consommateurs et aux contribuables, comme d'habitude. C'est facile à prévoir mais difficile à imposer.

Hervé

Je suis largement d'accord avec vous mais quand vous écrivez "la tenue des comptes va devenir difficile" je ne crois pas que ce soit la tenue des comptes qui pose problème (on a les ordinateurs qui font ça très bien, de même que le linky peut beaucoup contribuer), c'est plutôt la visibilité pour les clients et de susciter un réel intérêt.
L’existence de contrats d'effacement (EJP, Tempo) et la faible adhésion à ces derniers (la plupart des gens qui en ont les abandonnent) montre que pour qu'il y ait de vrais efforts de la part des consommateurs, il faut réaliser de vraies économies. S'emmerder (terme présidentiel) pour économiser 80€ sur une facture de 1800€ n'attire plus grand monde...

Le problème c'est qu'avec des cout de l’énergie de base croissants, c'est le tarif de base qu'il faudrait doubler ou tripler pour que ces offres percent, mais dans ce cas, ça risque de couiner chez les gilets jaunes...

BrigitteMB

La définition de la flexibilité me parait erronée :

"la flexibilité de la consommation électrique, c’est-à-dire la possibilité pour les consommateurs de déplacer leur consommation dans le temps (par exemple, programmer sa machine à laver pour démarrer son cycle lorsqu’une période d’ensoleillement est prévue)".

Il ne s'agit pas de POSSIBILITE (on l'a depuis très longtemps, ça se faisait beaucoup quand il y avait réellement des tarifs heures creuses avantageux).
Ce qui se profile est bien l'OBLIGATION de décaler ses consommations (ça passera très probablement par des tarifs prohibitifs, Linky est certainement prévu pour ça).

Et pour des durées indéterminées... Par exemple en ce moment j'attends qu'il y ait du vent pour pouvoir lancer des lessives de draps à 60°C (car je sais que j'économise des importations pour nos finances et du gaz brûlé pour le climat). Mais j'attends depuis des semaines... En hiver le soleil est bas et dure peu, quand il n'y a pas de vent il n'y a rien d'autre que l'hydraulique vite vidé. Et le nucléaire la nuit est mieux utilisé à remonter l'eau des STEP. Vivement qu'il y ait du vent !

Le décalage peut un peu pour écrêter une pointe journalière, il ne peut rien contre les anticyclones...Ce n'est pas une solution à l'échelle du problème.

Hervé

ça y est! Vous pouvez lancer votre machine, l'importation est descendue a zéro! mais dépêchez vous!
Bon après faut voir le bon coté des choses: les marchands de corbeille à linge vont faire fortune!

vincent

vous voulez savoir 24h à l'avance votre impact sur le réseau électrique français? vous pouvez télécharger l'application eflower. c'est ce que j'ai fait. cela vous donne une indication sur l'état du réseau et des emissions carbone liées pour éviter de démarrer des centrales gaz, diesel ou charbon.
je l'ai téléchargée et elle m'aide bien. (quand je peux avoir un peu de flexibilité dans mes usages bien sûr).
lien vers le site: https://e-flowerpower.com/

PierB

Je dois en phase avec les commentaires qui précedent . Les ENR n'occuperont la place qu'on leur souhaite que si un certain nombre de conditions sont en place dont ce smart grid et les capacités de remplacement. Le débat serait plus constructif si l'ensemble des conditions operatoires était abordé et non pas seulement la soit disant couleur 'verte'

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