Stockage au service des EnR : RTE tente de réduire l’emprise du réseau (Tribune)

Le Président de RTE, Xavier Piechaczyk, vient de s’engager à trouver des solutions pour tenter d’écrêter les aléas de production d’électricité de plus en plus préoccupants avec l’augmentation des capacités de production renouvelable mais aléatoire (EnR intermittentes ou EnRi, éoliennes et panneaux photovoltaïques) au détriment des moyens de production conventionnels pilotables (nucléaire et hydraulique, gaz et charbon).

Anticipant, l’arrêt du charbon, la réduction volontariste du nucléaire et malgré la bienveillance obligée pour le gaz, il doit trouver de nouveaux moyens d’optimiser les flux d’électricité perturbés par les flux des productions erratiques des EnRi et de quantifier les milliards d’investissements à consentir pour ce changement de mix.

Sachant que les réseaux devront maintenant faire face à des surcharges, au gré du vent et du soleil, il s’agit selon lui de trouver une solution à un système jusque-là économe de moyens de transport. « L’autoroute du Sud n’est pas dimensionnée pour le trafic du 15 août. C’est pareil pour le réseau électrique, on ne peut pas tout dimensionner pour la pointe de production », résume-t-il.

RTE va donc mener une expérience originale : « Nous allons tester de façon synchronisée et à grande échelle la gestion automatisée du stockage des surplus de production d’électricité renouvelable ici et sur deux autres sites situés dans les Haute-Alpes et dans le Limousin ». Le responsable de la gestion des réseaux ajoute qu’il s’agit de « Faire la démonstration qu’on peut accueillir de nouveaux sites d’énergies renouvelables sur le réseau tout en limitant la construction de nouvelles infrastructures (lignes, pylônes) ».

Flexibilité et fiabilité

Stocker des surplus de production d’électricité EnR erratique pour la déstocker à “grande échelle” et à bon escient est une nécessité pour garantir “juste à temps” et de façon continue la fourniture électrique, en qualité et quantité ; pour réduire les surinvestissements (quelques dizaines de milliards d’euros) en renforcement de réseaux électriques nécessaires pour accueillir des dizaines de milliers de points de raccordement et pour autoriser les transits des surplus de production occasionnels des EnRi soumises aux aléas météorologiques vers les régions moins bien pourvus.

L’absence de flexibilité et de fiabilité de réponse de ces nouveaux moyens de production en relation avec la variabilité des besoins implique par ailleurs l’augmentation des capacités d’échanges inter-frontaliers afin de grappiller les occasionnels écarts de confort entre pays voisins.

Tous ces aménagements s’ajoutent aux motifs de refus croissants des éoliennes pour des raisons environnementales (nuisances sonores et écosystémiques, prédations de sols, gestion de déchets…) et patrimoniales diverses (esthétique et valeurs immobilières…). Il est donc mensonger d’affirmer que les coûts de production des éoliennes et des panneaux photovoltaïques (EnRii) seraient devenus plus compétitifs que ceux du nucléaire. On en est encore loin et pour longtemps.

Coûts de production

Rappelons que le coût de production du nucléaire ne dépasse pas 8 à 10 €/kWh si l’on ne considère que du coût de fonctionnement (coût marginal), qu’il atteint 33 €/kWh en considérant les coûts de maintenance y compris de rénovation ainsi que le provisionnement des charges de démantèlement des installations désaffectées et de celles de traitement des déchets.

Ce coût atteint 45 €/kWh si l’on veut reconstituer les marges de financières nécessaires à la prolongation et au renouvellement du parc nucléaire historique. Par comparaison, le coût de production des dernières EnRii mises en service est de l’ordre de 60 et 90 €/kWh respectivement pour le photovoltaïque et l’éolien.

Mais ces coûts ne rendent pas compte des externalités négatives que leur pénétration dans le mix électrique exige, car leur multiplication désoptimise le système électrique.

Au-delà du renforcement des réseaux et du développement de moyens de stockage-déstockage palliatifs pour tenter d’écrêter les pointes et creux de production ainsi que pour limiter les risques de black-out qui s’accroissent, les fournisseurs d’électricité sont aussi conduits à multiplier les contrats d’effacement de consommation dont les coûts peuvent atteindre quelques milliers d’euros/kWh (!!).

Un pari audacieux

Tester de façon synchronisée et à grande échelle la gestion automatisée du stockage et déstockage compensatoire des alternances de surplus et de creux de production d’électricité renouvelable est donc utile et même indispensable, mais les échelles considérées font qu’on est encore très loin des besoins à couvrir dans l’hypothèse fumeuse de «Tout EnR».

Justifier ces solutions par une condition de limitation des besoins en nouveaux pylônes et de lignes électriques est un euphémisme. C’est en réalité une des mesures imposées pour crédibiliser la croissance des énergies renouvelables en France et pour justifier la LTECV, la PPE et le «Tout EnR» en 2050.

Considérant l’impasse dans laquelle sont englués nos voisins allemands, c’est un pari technique audacieux ; une véritable anomalie pour les antinucléaires habituellement défiants vis à vis des promesses de progrès technique qui ont promus ces lois et ces programmes irréalistes.

La comparaison des réseaux avec des autoroutes est proche de la réalité. Mais il ne s’agit pas seulement des niveaux de consommation (du simple au triple entre les we estivaux et les soirées d’hiver très froids) car les EnRi introduisent une variabilité jamais connue jusque-là : de 0 à 70 % du productible, chaque 24 heures pour le solaire, occasionnellement en 24 heures et de façon saisonnière pour l’éolien.

Un futur incertain ?

A noter que la France dispose déjà de 5000 MW de stations hydrauliques de transfert d’énergie par pompage et turbinage (STEP) capables de stocker ou déstocker en 24 heures 0,5 TWh au mieux (soit 25 à 50% de la consommation d’électricité journalière en France), avec un rendement de 75%.

Ce qui est très insuffisant pour satisfaire les besoins pluri-journaliers et moins encore les besoins saisonniers et que par ailleurs, les sites de développement résiduels sont insignifiants.

Quant aux batteries électrochimiques à rendement élevé (90%) et dont nous sommes familiers, mais dont les besoins massifs sont incompatibles avec les besoins requis, c’est effectivement un autre moyen parmi d’autres encore très peu industrialisés, telle la fabrication d’H2… mais, comme les autres moyens, c’est très cher en « terres rares » (non rares au sens de leur géolocalisation mais au sens de leur très faible teneur dans la croûte terrestre, donc difficiles à extraire et raffiner et aux conséquences écologiques importantes ou métaux précieux) et de très faible rendement (25-30 %).

En attendant les promesses d’un futur incertain, lors des pics de production éolienne ou solaire, RTE demande aux producteurs CONVENTIONNELS (hydraulique, nucléaire, gaz et charbon) de réduire, dans les limites des besoins d’une marge indispensable de régulation de la fréquence et de la tension, voire pour certains d’arrêter leurs machines mais en se tenant prêt à reprendre leur activité pour pallier le passage quotidien à zéro de la production solaire et l’éventuelle réduction à quelque pour cents de production en moins de 24 heures pour les éoliennes.

Comme déjà évoqué, compte tenu de la réduction attendue de la flexibilité des moyens de production électrique, dans le respect de la PPE, l’asservissement de la consommation à la production s’impose. Le déploiement des compteurs numériques Linky (6 mds €) qui seront un des maillons indispensables pour anticiper cette évolution. Un progrès bien sûr de la part des écolos politiques qui confondent sobriété heureuse et gestion de pénurie !

Autre point très important non évoqué, la stabilité des systèmes électriques repose sur l’inertie électromécanique des gros turboalternateurs conventionnels. Avec un mix “tout EnR”, il faudra disposer de moyens additifs du type groupe synchrones synchronisés (les anciens turboalternateurs “couplés au réseau sans fluide moteur) ou de moyens électroniques encore à l’étude.

Le “en même temps”

Comme le dit le nouveau président de RTE, le modèle économique est incertain ! Peu importe, la boussole de tous ces gens c’est “abattre le nucléaire”, coûte que coûte pour le pays et pour le climat.

Si les investisseurs privés sont à l’affût sur tous ces projets, c’est que les aides d’Etat de tous types sont considérables (7 mds d’euros/ an sont consacrés à subventionner les EnR à la mode ; 25 mds/an en Allemagne).

Le dirigeant de RTE reconnaît que ” les centrales nucléaires d’EDF assurent une électricité abondante aux prix assez stables“. Il aurait pu ajouter : une énergie économique, fiable et adaptable aux fluctuations de nos consommations et indifférentes aux aléas de la météo.

Sachant que 80 % de l’énergie consommée dans le monde provient encore des hydrocarbures, les pays développés, l’Europe et singulièrement la France, doivent garder et développer le nucléaire et “en même temps” aider les pays en voie de développement à multiplier les EnRi en attendant la mise au point des SMR (small modular reactor) qui sont au moins aussi fiables que les réacteurs de 3ème génération (EPR par exemple), dont les puissances modulaires peuvent s’adapter aux réseaux de tailles faible ou moyenne et dont la construction, la préparation et le retraitement des « combustibles » se feraient en usine.

commentaires

COMMENTAIRES

  • Ignorance ou malveillance, ce nostalgique du nucléaire ne manque pas d’aligner les contre-vérités.

    En mai 2014, la Cour des comptes faisait état d’un coût courant économique de 59,8 €/MWh en 2013 pour le nucléaire ancien. Coût probablement de 63 €/MWh en 2020 si ce coût était actualisé.

    En ne prenant en compte qu’un périmètre plus restreint, le président d’EDF estimait lui-même ce coût à 55 €/MWh en janvier 2015.

    Le coût moyen de l’éolien, lors des appels d’offres des trois dernières années est de 60 à 65 €/MWh. Celui du solaire PV en grande centrale (“utilities”) oscille autour de 55 €/MWh. Dans des pays plus ensoleillés que la France et sans coût important du foncier, ce coût du PV descend à moins de 20 €/MWh (vingt euros).

    Dans certains pays européens, de l’Espagne à la Grande-Bretagne, des parcs photovoltaïques sont construits sans aucune subvention, comme cela est le cas pour certains parcs éoliens “offshore” en mer du Nord.

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    • Sans subventions en Espagne, mais le prix de gros n’a jamais été aussi élevé. Ce qui entraine d’important surcoûts dans la facture des consommateurs. https://www.lemondedelenergie.com/espagne-baisse-tva-electricite/2021/07/21/
      Et en Grande-Bretagne, le prix de l’électricité est 30 % plus élevé qu’en France. Donc le consommateur n’est pas vraiment gagnant. Le coût du solaire PPV n’a pas d’influence directe sur le prix qu’il paie. Les prix de gros beaucoup plus avec la montée en puissance des parcs renouvelables ayant pour back up du thermique fossile de plus en plus taxé.

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    • Marguerite rectifie des erreurs de prix pour le courant nucléaire mais donne le prix brut du courant EnRi en omettant la compensation de son intermttence. Comprenne qui pourra. M. Rochain comprend certainement.

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  • On trouve aussi le mensonge habituel sur les “terres rares”. Les batteries n’utilisent aucune “terre rare”. Les éoliennes terrestres n’en utilisent pas, sauf rares exceptions. Les piles à combustible (H2) utilisent du platine et/ou du palladium, qui ne sont pas des “terres rares”, mais des métaux relativement rares et coûteux. C’est une des raisons de l’absurdité des véhicules à hydrogène.

    Cependant, la plus grande consommation de platine et de palladium se trouve dans les pots catalytiques des véhicules à moteur thermique. Les pots catalytiques représentent 40% de la consommation de platine dans le monde et 75% en Europe (2017).

    La production mondiale de “terres rares” a été très largement dominée par la Chine pendant plusieurs années pour une stupide raison de coût (le libéralisme débridé).

    Alors que la Chine produisait encore 80,9% des “terres rares” dans le monde en 2017, sa part n’était plus que de 52,3% en 2020, dans une production mondiale en forte expansion.

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  • Entre 2010 et 2020, pour un client résidentiel moyen, consommant de 2.500 à 5.000 kWh/an, le coût hors taxes et contributions diverses a augmenté de 31,0% en France et de 4,7% en Allemagne.

    Le coût complet de l’électricité, qui était supérieur en Allemagne à celui de la France de 83% en 2010, ne l’était plus que de 57% en 2020.

    Malgré une contribution plus importante pour soutenir les énergies renouvelables en Allemagne qu’en France, le coût complet de l’électricité a moins augmenté outre-Rhin en dix ans (statistiques européennes).

    Le coût croissant de production du nucléaire ancien en France doit bien être pour quelque chose là-dedans.

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    • Le coût complet, c’est avec toutes les taxes et contributions diverses : CSPE (énergies renouvelables, tarif social, ZNI) ou EEG, mais aussi retraites des agents de l’électricité et du gaz, … .

      D’autre part, les coûts de raccordement au réseau sont à la charge des installations raccordées, y compris pour 3 kW de panneaux photovoltaïques sur le toit d’une maison pour lesquels aucune installation nouvelle ne doit être créée (hors compteur dédié avant Linky).

      Les turbines à combustion (fioul et gaz) ont été développées surtout à partir de 2005 (en particulier en région parisienne) pour remplacer des centrales au charbon et pour répondre à la “pointe électrique”, quelques centaines d’heures par an.

      Pour l’effacement, les contrats ont été mis en place avec les industries fortes consommatrices en 1994. Le tarif Tempo a été mis en place en 1996 pour le résidentiel et le professionnel.

      Tout cela n’a rien à voir avec l’émergence des énergies renouvelables, mais est en relation directe avec le chauffage électrique.

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  • Le prétendu besoin de “back-up” invoqué par les adversaires de l’éolien et du solaire n’existe pas. La situation sera peut-être différente dans vingt ans, mais en tous cas pas avec un complément fossile ou nucléaire.

    L’habituelle idiotie est de dire que “pour chaque MW d’éolien et de solaire, il faut un MW de gaz” pour “les jours où il n’y a pas de vent et pas de soleil”.

    Quelle capacité de centrales à gaz ou autre fossile, voire de nucléaire a été construite dans différents pays en regard de la forte augmentation de capacité de l’éolien et du solaire ?

    A ce jour, toute augmentation de la part des énergies renouvelables, en particulier éolienne et solaire, entraîne une diminution des capacités de production fossile et fissile. Si des centrales au gaz viennent remplacer des centrales au charbon ou au fioul, le processus a commencé bien avant le développement des énergies renouvelables variables et le total se traduit par une capacité fossile inférieure.

    Répondre
  • Marguerite a écrit : “Le prétendu besoin de “back-up” invoqué par les adversaires de l’éolien et du solaire n’existe pas”

    Oui, d’ailleurs je n’existe pas non plus et ce site pas davantage. Internet n’existe pas non plus.

    Marguerite a écrit : “Quelle capacité de centrales à gaz ou autre fossile, voire de nucléaire a été construite dans différents pays en regard de la forte augmentation de capacité de l’éolien et du solaire ?”

    Ah, la bonne question ! Pourquoi voudriez-vous qu’on en construise puisqu’elles étaient là avant l’éolien.

    Revenez souvent !

    Répondre
    • En Allemagne, la capacité de production charbon + lignite + pétrole + gaz + nucléaire est passée de 104,0 GW en 2010 à 86,9 GW en 2020.

      Sans citer l’année particulière de 2020, la production fossile est passée de 360,9 TWh à 266,3 TWh entre 2010 et 2019, celle du nucléaire de 140,6 TWh à 75,1 TWh, soit de 501,5 TWh à 341,4 TWh pour les deux groupes de 2010 à 2019.

      Dans le même temps, la production renouvelable est passée de 105,2 TWh à 242,4 TWh (2010 à 2019), de 50,3 TWh à 172,3 TWh si on se limite à l’éolien et au photovoltaïque.

      L’Allemagne dispose-t-elle de 112 GW de fossile et nucléaire pour compenser “les jours sans vent et sans soleil” ?

      En France, la capacité thermique fossile est passée de 27,4 GW en 2010 à 18,9 GW en 2020. La capacité au gaz n’a augmenté que de 3,5 GW alors que celle au charbon diminuait de 5,0 GW et celle au fioul de 7,0 GW.

      Répondre
      • En Grande-Bretagne, la capacité des centrales conventionnelles à vapeur (charbon, fioul, mixte) est passée de 71,0 GW en 2010 à 43,9 GW en 2019. Dans celles-ci, la part du charbon est passée de 23,1 GW à 6,8 GW.

        La capacité des centrales à gaz à cycle combiné (CCGT) est passée de 34,0 GW à 31,5 GW (diminution). Celle du nucléaire de 10,9 GW à 9,3 GW. Seule la capacité des turbines à combustion (gaz et fioul) a un peu augmenté, passant de 1,8 GW à 2,2 GW.

        Au total, la capacité fossiles + nucléaire est passée de 81,9 GW à 53,2 GW : 35% de moins.

        Très clairement, on n’a pas construit 31,8 GW de centrales à gaz pour servir de “back-up” à l’augmentation de 18,6 GW d’éolien et 13,2 GW de solaire en neuf ans.

        Répondre
  • En Espagne, au niveau de la péninsule (métropole), la capacité entre 2010 et 2020 est passée de 11,4GW à 5,5 GW pour le charbon – de 2,9 GW à 0,0 GW pour le fioul – de 25,2 GW à 24,6 GW pour les centrales à cycle combiné (gaz) – de 7,1 GW à 5,7 GW pour la cogénération et de 7,8 GW à 7,1 GW pour le nucléaire.

    Au total, la capacité fossiles et nucléaire est passée de 54,4 GW à 42,8 GW en dix ans (21% de moins), malgré le blocage de cinq ans des énergies renouvelables, entre 2012 et 2017, par le gouvernement conservateur (condamné par la Banque mondiale en mai 2017).

    En Espagne aussi, on n’a pas construit 15,0 GW de centrales à gaz pour servir de “back-up” à l’augmentation de 7,0 GW d’éolien et 8,0 GW de solaire photovoltaïque en dix ans.

    Surtout qu’il existe maintenant 2,3 GW de solaire thermodynamique (CSP) permettant de produire de l’électricité solaire une partie de la nuit, parfois jusqu’au petit matin.

    Les exemples pourraient être multipliés avec d’autres pays.

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