Claude Crampes et Thomas-Olivier Léautier
Sans capacité suffisante de stockage, la place grandissante prise par les énergies renouvelables à apport variable dans la production d'électricité face à des consommateurs dont le profil de soutirage est fortement dé-corrélé de l'offre venant du vent et du soleil oblige les producteurs à maintenir des capacités de remplacement. Encore faut-il que ces capacités soient assez flexibles pour répondre aux multiples sautes d'humeur d'Eole et d'Hélios.
Au commencement, les choses étaient simples. Les dieux batifolaient dans l'Olympe, vaquaient à leurs petites affaires d'amour et de haine, et les hommes s'adaptaient aux humeurs célestes, ... ou mouraient. L'alternance du jour et de la nuit, le passage des saisons, l'arrivée des nuages et de la pluie, les sautes de vent, les tremblements de terre, éruptions volcaniques et tsunamis, sans oublier crues, sauterelles et autres furoncles étaient autant d'occasion de changer d'alimentation, de se réfugier au fond d'une grotte, de courir vite et d'apprendre à nager, ou de disparaitre.
Mais un jour les dieux, négligents, commirent l'erreur de laisser trainer un gourdin (ou un gros os si l'on en croit Kubrick). Alors l'homme le saisit et la face du monde en fut changée. L'homme voulut mettre sa pizza congelée au micro-onde, skier à Dubaï, et passer la nuit debout place de la République. Pour ce faire, il sut s'affranchir des mesquineries célestes, ne plus dépendre des foucades de la Nature. En effet, après quelques tâtonnements répartis sur plusieurs millénaires, il conçut un système électrique capable de lui apporter autant d'énergie que nécessaire pour garder la bière au frais alors que le goudron fond sur les routes du Tour de France.
Mais les dieux prirent très mal la chose et ils inventèrent le changement climatique. Ils décidèrent que l'atmosphère terrestre ne pourrait pas absorber toutes les impuretés que l'homme produit, en particulier le dioxyde de carbone dégagé par les centrales thermiques. Plutôt que de s'affronter, hommes et dieux conclurent un accord: OK pour l'électricité, mais uniquement si elle est produite avec ce qui vient d'en haut; oubliez ce qui vient d'en bas, c'est nocif même pour les divines bronches. Comme dans tout accord, chacun avait des arrières pensées. Pour les hommes ce fut: "on finira bien par inventer le stockage; en attendant essayons d'être flexibles".[1]
Pour avoir une bonne image du problème, regardons la production électrique d'origine photovoltaïque en France les 23 et 30 avril 2016.[2] Sans surprise, il y a d'abord l'alternance des cycles diurne et nocturne. La durée de ces cycles varie avec les saisons: en France, au solstice d'été, la production commence un peu après 6 heures et se termine aux environs de 21h; au solstice d'hiver, c'est entre 9h et 17h30. Il y a ensuite l'intensité lumineuse: très faible tant que le soleil est bas sur l'horizon puis montant assez régulièrement avant de diminuer et de disparaitre; l'intensité est aussi plus forte en été qu'en hiver.[3] Donc la courbe que nous voyons ici s'étire vers le haut en même temps que sa base s'élargit, plus ou moins régulièrement, quand on passe de l'hiver à l'été. Et puis, il y a les nuages et le brouillard, qui peuvent retarder la montée en puissance des panneaux, comme on le voit sur la partie ascendante de la courbe du 23 avril comparée à celle du 30. La nébulosité peut aussi faire pousser des "dents", comme celles qui apparaissent au sommet des deux courbes.
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Au total, alors que ces deux journées ne sont séparées que d'une semaine, leur production, c'est-à-dire la surface sous chaque courbe, diffère de plus de 10% (79 500 mégawattheures (MWh) le 23 avril, 89 700 MWh le 30). De plus, les fluctuations instantanées, qui seraient sans importance dans une industrie où le produit est stockable, posent de sérieux problèmes d'équilibrage aux opérateurs du système électrique.
Pour ce qui est de la production éolienne, les variations sont bien plus erratiques. Pour l'année 2015 en France, on relevait 21 MW produits le 25 juin 2015 à 10h30 contre 8266 MW le 29 mars à 13h. Les coefficients de variation[4] respectifs de ces deux journées extrêmes étaient de 0,5 pour le 25 juin et 0,1 pour le 29 mars. On observe donc de fortes variations non seulement au long de l'année (de 1 à 400 au cours de 2015) mais aussi à l'intérieur de chaque journée (de 1 à 20 le 25 juin 2015)
Face à ces irrégularités plus ou moins bien anticipées par les services météorologiques, si les consommateurs ne veulent ou ne peuvent pas adapter leurs comportements, c'est l'appareil productif qu'il faut adapter aux comportements. Nous avons besoin de centrales capables de servir la demande résiduelle laissée par les énergies renouvelables qui, rappelons-le, sont légalement prioritaires. Les centrales d'appoint doivent donc pouvoir absorber à la fois les cycles et aléas de la demande et ceux des ressources renouvelables, sur le plan technique et sur le plan financier.
Au niveau national, les marchés à terme, du lendemain et infra-journalier et les mécanismes d'ajustement contrôlés par le gestionnaire du système (souvent le responsable du transport en haute tension, comme RTE pour la France) bénéficient du foisonnement des installations hydrauliques et thermiques placées en réserve, ainsi que de certaines capacités d'effacement industriel et d'import-export. Pour les distributeurs, dont le modèle d'affaires évolue vers la gestion d'une place de marché avec injections et soutirages locaux, les choses sont plus compliquées puisque, hors les postes sources d'où est tiré l'essentiel de l'énergie distribuée, il leur faut gérer avec les moyens locaux les manques et excès d'énergie consommée dans la zone concernée. Pour éviter d'avoir à investir en renforcement du réseau, le distributeur s'appuie sur des gisements de flexibilité: effacement industriel, effacement diffus, groupes électrogènes, stockage et écrêtement de la production renouvelable.[5]
Les énergies éolienne et photovoltaïque ont un coût d'exploitation proche de zéro. Leur injection sur les bourses de l'électricité fait donc chuter les prix et peut même les rendre négatifs.[6] Les producteurs traditionnels voient leurs marges d'exploitation se réduire jusqu'à être insuffisantes pour couvrir leurs coûts fixes. Il en résulte la fermeture d'installations ou, si les propriétaires jugent que la perte de rentabilité est provisoire, leur mise sous cocon. Le mécanisme de capacité actuellement déployé en France[7] devrait apporter un complément de rémunération réduisant cet effet d'éviction.
Mais il n'est pas sûr qu'il permette de répondre au besoin de flexibilité. Avec le mécanisme de capacité, on finance les chênes, alors qu'il nous faut aussi des roseaux capables de s'adapter de façon quasi instantanée aux changements de la météo. Au final, c'est bien sûr le consommateur d'énergie et/ou le contribuable qui paiera pour construire et maintenir des équipements flexibles, par exemple des stations de pompage (STEP). Mais comment organiser la collecte des ressources et comment répartir les rôles? Comme toujours, il y a deux possibilités extrêmes, et toutes les combinaisons intermédiaires.[8]
Dans la solution centralisée, le gestionnaire du système appelle en temps réel des réserves tournantes mobilisées automatiquement en quelques secondes, ou les réserves complémentaires mobilisables en quelques minutes. Ces services sont rémunérés sur la base de prix administrés. Dans ce mode d'organisation, si on veut donner une incitation à la flexibilité, c'est par l'impôt que passe la levée de ressource, en France par une composante supplémentaire de la CSPE.
A l'autre extrémité du spectre, on laisse les acteurs s'organiser entre eux. En effet, certains analystes estiment que la flexibilité n'a pas plus de raison d'être rémunérée en sus de l'énergie que la capacité. Si les marchés de l'énergie étaient ouverts et sans régulations antagoniques, les investisseurs seraient naturellement conduits à installer des centrales thermiques combinées à des unités de stockage du carbone capables de répondre aux fluctuations des énergies fatales [9], et les utilisateurs s'équiperaient pour produire de la flexibilité, par exemple en installant des batteries.
Parmi les solutions intermédiaires, il y a l'organisation d'un marché des services de flexibilité. Il faut d'abord définir une catégorie d'obligés qui seront les demandeurs de ces services. On peut par exemple exiger des gros producteurs d'électricité d'origine éolienne qu'ils garantissent leurs injections, ce qui les contraindrait à acquérir des assurances auprès des producteurs de réserve flexibles. Le prix de ces services viendrait s'ajouter au coût de production des producteurs de sources éolienne et solaire pour déterminer leurs enchères sur le marché de gros de l'énergie.
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Sans que l'on connaisse la provenance de ce chiffre, on lit souvent que 20% est un seuil à partir duquel la pénétration des énergies intermittentes commence à poser des problèmes de stabilité sur le réseau.[10] Etant donnés les objectifs affichés par la Commission européenne (faire passer la part de l'électricité produite avec des énergies renouvelables de 25% actuellement à 50% en 2030), stockage et flexibilité de la production et de la demande deviennent des impératifs. La rémunération incitative des services de flexibilité, qu'ils viennent de la demande ou de l'offre, est donc un problème prioritaire qui doit se régler au moindre coût pour les consommateurs. La question de savoir s'il faut une rémunération supplémentaire ou simplement des marchés de l'énergie fonctionnant sans entrave risque de se résoudre encore une fois de façon tutélaire. Les dieux vont probablement choisir pour nous une solution technocratique très sécurisante et donc très coûteuse.
Plus d'informations sur le blog de TSE
[1] La flexibilité est la possibilité d'équilibrer les variations rapides de la production d'énergie renouvelable et les erreurs de prévision dans un système électrique. Jusqu'au début des années 2000, c'était les erreurs de prévision qui déterminaient le besoin de flexibilité. Depuis 15 ans, la place grandissante prise par les ENRs dans le bouquet énergétique accroit la demande de flexibilité. "Flexibility options in European electricity markets in high RES-E scenarios", Institute of Energy Economics, octobre 2012.
[2] Données tirées du site eco2mix: https://www.rte-france.com/fr/eco2mix/eco2mix
[3] Avec un système de suivi automatique (trackers), on peut orienter les panneaux (idéalement sur deux axes pour tenir compte de la saison et de l'avancée de la journée). Il s'agit de les placer dans une position optimale par rapport à l'incidence du rayonnement solaire ce qui augmente de l'ordre de 30% la production d'énergie.
[4] Le coefficient de variation est le rapport de l'écart type à la moyenne.
[5] E-CUBE Strategy Consultants (2016) "Étude sur la valeur des flexibilités pour la gestion et le dimensionnement des réseaux de distribution"
[6] Voir www.epexspot.com/fr/epex_spot_se/fondamentaux_du_marche_de_l_electricite/Prix_n%C3%A9gatifs
[8] Pour une revue de détail, on se reportera à Dominique Finon (2014) "Le besoin de marchés de la flexibilité : l'adaptation du design des marchés électriques aux productions d'énergies renouvelables", Revue de l'Energie, Novembre-Décembre (622), pp.477-494.
[9] C'est le résultat obtenu par J. Bertsch, C. Growitsch, S. Lorenczik, S. Nagl (2016), "Flexibility in Europe's power sector — An additional requirement or an automatic complement?", Energy Economics, Volume 53, January, p. 118-131.
[10] Dans les Zones Non Interconnectées (ZNI), le ministère en charge de l'énergie a limité la puissance provenant de sources d'énergies intermittentes à 30 % de la puissance globale injectée sur le réseau (arrêté du 23 avril 2008).
Claude Crampes et Thomas-Olivier Léautier
