Assurer en permanence l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité. C'est la mission principale d'un gestionnaire de réseau de transport d'électricité, à l'image de RTE en France. Il s'agit de faire en sorte qu'à chaque instant, l'électricité consommée soit égale à la production d'électricité. C'est cet équilibrage qui permet de garantir aux ménages, collectivités, entreprises et industriels d'avoir de l'électricité à chaque seconde.
Cet exercice se complexifie pour un gestionnaire de réseau lorsque les énergies renouvelables (EnR), dont la production est plus difficile à planifier en raison de leur nature intermittente, prennent une part prépondérante dans le réseau. C'est ce que souligne le nouvel Observatoire mondial des marchés de l'énergie publié ce jour par Capgemini, qui estime que la sécurité de l'approvisionnement peut alors être compromise.
Cette année, Covid oblige, la publication s'est penchée plus particulièrement sur les effets de la crise sanitaire et du confinement sur le secteur de l'énergie. Parmi eux : la forte hausse de la part des énergies renouvelables sur les réseaux électriques, liée à la fois à la baisse de la consommation et à une météo ensoleillée et venteuse, notamment en Europe.
Des quasi black out au Royaume-Uni, en Allemagne, en Chine, au Mexique et en Californie
"La part des énergies renouvelables a dépassé celle des combustibles fossiles sur le réseau. La part des renouvelables dans le mix énergétique était alors au niveau de celle attendue entre 2025 et 2030. Au Royaume-Uni, cette part a même atteint 60%, voire 70% et les centrales à charbon ont été mises à l'arrêt. Cette surcapacité a provoqué des quasi black out, au Royaume Uni et en Allemagne, mais aussi en Chine, au Mexique et en Californie", expose Philippe Vié, à la tête du secteur "Energy and Utilities" chez Capgemini.
"Le cas de la Californie est particulier. Dans cet État, où la part du solaire représente déjà 30% de l'électricité circulant sur le réseau, il n'y avait pas assez d'énergie à la tombée du jour pour faire face à la forte demande liée aux besoins de climatisation. Les Etats voisins, responsables de 30% de l'approvisionnement en électricité de la Californie, n'étaient pas en mesure non plus de lui fournir l'énergie suffisante lors de l'été chaud", explique Philippe Vié. "Pendant le confinement, la stabilité du réseau électrique a été mise en danger dans plusieurs régions du monde", résume-t-il.
Les difficultés rencontrées lors du confinement du printemps dernier ne devraient pas se reproduire lors de ce deuxième confinement en raison notamment d'un temps moins ensoleillé et d'une baisse de la consommation moins sensible. Il n'empêche que l'observatoire souligne les défis que devront relever les gestionnaires de réseau électrique dans les années à venir. En France, selon la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), les énergies renouvelables devraient compter pour 40% du mix énergétique à l'horizon 2030, et presque 50% en 2035, contre 22% aujourd'hui.
Indispensable développement du réseau
Sur le long terme, l'augmentation des sources d'énergies renouvelables va changer la manière dont RTE pilote le réseau. Dans son schéma stratégique publié au printemps dernier, le gestionnaire tricolore prévoit ainsi un développement important du réseau pour faire fonctionner correctement le système électrique avec une forte intégration des énergies renouvelables, dopées par les projets de champs éoliens en mer.
Ce développement supplémentaire nécessaire est directement lié à la nature intermittente des énergies renouvelables : il n'y a jamais autant de soleil ou de vent sur tout le territoire au même moment. Plus ces sources d'énergies sont importantes, plus il faut transférer des gros volumes d'électricité sur les différentes zones du territoire. RTE estime ainsi que la transition énergétique va le conduire à mener des politiques d'investissement renforcées.
L'écrêtement pour ne pas surdimensionner les tuyaux
Pour relever ce défi, le gestionnaire mise, entre autres, sur l'écrêtement de la production d'énergies renouvelables quelques heures par an. L'idée est de diminuer la production de manière très ponctuelle quand elle n'est pas nécessaire (trop de vent à un moment où la consommation est basse par exemple).
Objectif : ne pas surdimensionner la taille du réseau pour évacuer une trop grosse production d'énergie renouvelable lorsqu'elle n'est pas nécessaire. Dans le détail, pour éviter de devoir dimensionner le réseau à la pointe, RTE souhaite pouvoir couper la production d'EnR 200 heures par an (soit 0,3% de la production annuelle d'EnR). Selon le gestionnaire, cet écrêtement permettrait d'économiser 7 milliards d'euros d'ici à 2035, en évitant la construction de nouvelles lignes électriques. Une approche qui soulève toutefois des défis techniques, juridiques et contractuels.
RTE parie également sur le développement des capacités d'échange avec les pays voisins (qui doivent être multipliées par deux d'ici à 2035), sur la maîtrise de la consommation, sur la flexibilité de la demande, via le pilotage de la recharge des véhicules électriques, ou encore sur le stockage d'électricité via des batteries installées sur le réseau.
Des sites de stockage intelligents
Dans cette optique, RTE a construit un premier démonstrateur intelligent baptisé Ringo à Fontenelle (Côte-d'Or). Celui-ci est constitué de 5.685 modules de batteries qui doivent permettre de stocker le surplus d'énergies renouvelables produites et de le déstocker pour servir d'autres régions ayant besoin de cette électricité. Ce dispositif, dont la mise sous tension est prévu le 17 novembre prochain et la mise en service à la mi-2021, vise à éviter de gâcher de la production d'électricité d'origine renouvelable tout en reportant la construction de certaines lignes électriques. Deux autres dispositifs similaires doivent être installés près de Gap (Hautes-Alpes) et à Bellac (Haute-Vienne).
Pour pouvoir financer la modernisation, le développement et la digitalisation de son réseau, RTE mise sur le Turpe 6 : le nouveau Tarif d'utilisation des réseaux de transport d'électricité qui doit entrer en vigueur l'été prochain. Celui-ci devrait se traduire par une augmentation de la facture d'électricité des consommateurs.
Financer les investissements numériques
Au final, le gestionnaire affirme que le dimensionnement actuel du réseau électrique associé au déploiement du numérique permettront d'intégrer les nouveaux moyens de production au réseau électrique.
"Aujourd'hui, les tarifs d'utilisation des réseaux de transport et de distribution d'électricité sont adaptés pour compenser les investissements sur les ouvrages physiques. En revanche, ils ne permettent pas de compenser les investissements numériques nécessaires pour adapter le réseau à l'intégration de ces sources d'énergie intermittentes", estime, pour sa part, Philippe Vié.
« Quand nous mettrons le pied sur l'accélérateur, nous serons difficiles à égaler » (Joelle Pineau, directrice de la recherche en IA chez Meta)
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