Mises au point sur le solaire PV, l'éolien et les émissions de GES indirectes [suite et fin]

🧐 Jusqu’à présent, nous avons vu de quelle manière les EnRe (éolien et solaire PV) s’intègrent dans des mix électriques en gardant une place limitée et comment leur développement - en complémentarité avec l’hydraulique et le nucléaire - permet de remplacer des productions thermiques fossiles.

Mais passé un certain niveau et au fur et à mesure de leur développement, l’intégration du solaire PV et de l’éolien au réseau électrique devient de plus en plus compliquée. Les moyens vus dans les précédents articles ne suffisent plus. En l’absence d’autres outils, l’essor des EnRe peut se trouver entravé : l’écrêtement augmente et la rentabilité des EnRe diminue, les nouvelles installations de solaire PV et d’éolien suppriment de moins en moins de production fossile, la sollicitation des autres moyens de production diminue mais leur existence reste indispensable pour la sécurité d’approvisionnement et donc leur rentabilité diminue aussi, le coût de production de l’électricité grimpe mais les émissions de GES baissent peu…

« L’intermittence » des EnRe, peu problématique pour de faibles pénétrations dans le mix électrique car gérée par la modulation et l’optimisation des autres moyens de production, devient un sujet sérieux.

Oui mais… d’autres solutions, déjà matures ou en voie de l’être, existent. Celles-ci permettent de déplacer les difficultés d’équilibrage du réseau et de sécurité d’approvisionnement à des cas plus rares : autour de quelques dizaines d’heures par an si on vise des mix à très forte part d’EnRe.

Alors c’est parti pour une revue de ces solutions ! ⬇️

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Vraiment intermittentes ?

〰️ Pour commencer, revenons sur le terme d’ « intermittence » associé au solaire PV et à l’éolien. Celui-ci revêt aujourd’hui une connotation péjorative et est le plus souvent accompagné d’un discours très critique et exagéré vis-à-vis des EnRe. Beaucoup d’acteurs lui préfèrent donc, et à juste titre, le qualificatif « variable ». Pourquoi ?

🔮 Tout simplement car les productions du solaire PV et de l’éolien sont prévisibles quelques jours / heures à l’avance grâce aux prévisions météo, qu’elles présentent des régularités saisonnières liées aux caractéristiques climatiques des régions d’implantation (plus de soleil en été, plus de vent en hiver en France…) et qu’elles sont modulables à la baisse. On est donc loin de productions complétement aléatoires et subies suggérées par le qualificatif « intermittent », mais plutôt sur quelque chose qui peut s’anticiper et donc s’apprivoiser et se maitriser.

👥 La figure présentant les productions françaises de l’éolien et du solaire PV entre 2021 et 2023 permet d’illustrer ces régularités. Elle met aussi en avant une autre propriété très utile : la complémentarité entre les deux filières, c’est-à-dire le fait que les faiblesses d’une filière de production sont généralement compensées par l’autre. On constate ainsi que :

• On a toujours une production minimale assurée pour un parc éolien-PV sur un intervalle de temps donné avec les deux filières qui se complètent : il y a généralement du vent quand il y a peu de soleil et il y a généralement du soleil quand il y a peu de vent ;
• Plus l’intervalle de temps considéré est large, plus le volume de production d’énergie garanti est élevé et reste stable entre les années (la dispersion autour de la moyenne annuelle et l’écart relatif entre le min et le max sont plus faibles).

Le duo solaire PV + éolien garantit donc des productions saisonnières et mensuelles relativement stables et élevées en comparaison des filières prises individuellement. Les besoins de « rééquilibrage » à ces échelles de temps existent mais sont modérés.

C’est cependant moins le cas au pas de temps hebdomadaire et encore moins en dessous. Les gros enjeux d’équilibrage électrique offre / demande se situent à ces échelles de temps fines : d’inter-hebdomadaire jusqu’à la seconde.

La figure suivante, qui compare les productions de l’éolien et du solaire PV avec la consommation en 2023 (pas de temps hebdomadaire, mensuel et trimestriel), permet de mieux cerner ces enjeux d’équilibrage.

➕ On y voit notamment que pour la France, il existe une corrélation positive entre production éolienne et consommation : il y a plus de vent en hiver, au moment où la consommation d’électricité est forte du fait des besoins de chauffage importants. A l’inverse, le solaire est négativement corrélé à la consommation française sur l’année. Si on regardait l’Espagne, on aurait une corrélation différente avec des niveaux de consommation élevés en été du fait de la demande en climatisation et une production solaire à son plus haut.

Tout cela met en avant le fait que l’on peut jouer sur les tailles relatives des parcs PV et éolien pour correspondre au mieux au profil de consommation annuel de la zone considérée. Et comme précédemment, les corrélations sont plus fortes pour les plus grandes échelles de temps. C’est-à-dire que la régularité de correspondance offre-demande d’énergie est plus forte sur de grandes périodes.

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Le foisonnement

⬅️🌍➡️ Au-delà de la complémentarité éolien-PV, ce qu’on appelle foisonnement consolide également les productions minimales garanties des deux filières et renforce leur complémentarité. Cela signifie que lorsqu’on élargit les périmètres géographiques, les défauts de production de certaines zones ont tendance à être compensés par la bonne production d’autres zones : le foisonnement lisse la variabilité des EnRe.

Par exemple pour l’éolien, le fait qu’il existe des régimes de vent dominants différents entre les régions de France et d’Europe limite le risque de se retrouver sans vent sur ces grandes échelles spatiales. Cela garantie une production minimale à chaque instant (voir graphique d’Ember Climate). Pour en tirer profit, il faut évidemment des installations d’EnRe bien réparties sur les territoires, un réseau électrique suffisamment dimensionné et un système d’échange adapté (couplage des marchés européens par exemple).

🇫🇷 🇪🇸 Outre le foisonnement de la production, il existe même un foisonnement de la consommation ! Les rythmes de vie et les habitudes peuvent en effet être très différents entre les pays, ce qui fait que les pics de consommation électrique nationaux n’ont pas lieu au même moment. Les Espagnols travaillent, rentrent chez eux et mangent plus tard que les Français par exemple.

Le pic de consommation européen est ainsi inférieur à la somme des pics de consommation nationaux. Les moyens de production de chaque pays peuvent donc être mutualisés et la taille des parcs de production nationaux n’a pas besoin d’être aussi importante que si chaque pays vivait en autarcie. En partageant, on réduit les coûts et on baisse davantage les émissions de GES !

Les figures 5.38 et 5.40 issues du dernier bilan prévisionnel de RTE montrent ce foisonnement des productions et des consommations à l’échelle européenne.

Malgré l’existence de cette complémentarité PV-éolien et du foisonnement, il n’est pas possible de compter uniquement dessus pour assurer l’équilibrage du réseau. Pour aller plus loin, il faut maintenant parler de demande résiduelle et de flexibilités.

La demande résiduelle est illustrée sur la figure 7.2. Elle correspond à la consommation moins les productions des EnR fatales (perdues si non utilisées) dont le solaire PV et l’éolien font partie.

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Définition et inventaire des flexibilités

Les flexibilités, ce sont les moyens qui permettent d’ajuster la production et la consommation d’électricité aux fluctuations de l’offre et de la demande afin que celles-ci correspondent à chaque instant. Elles assurent donc l’équilibre du système électrique en modulant la demande et en répondant à la demande résiduelle durant toute l’année.

Ces flexibilités peuvent être classées en différentes catégories suivant les horizons temporels sur lesquels elles agissent (voir figure 7.9), chacun de ces horizons temporels ayant des besoins de modulation spécifiques (voir figure 7.7).

Passons-les en revue rapidement :

🔌 Interconnexions : comme vu précédemment, elles permettent de relier les réseaux électriques des pays entre eux afin de mutualiser les moyens de production et de tirer parti des foisonnements de production et de consommation.

Flexibilités de la consommation : elles permettent de jouer sur le niveau de la demande électrique (consommation) et donc de modifier le profil de la demande résiduelle. Déjà en partie mobilisées aujourd’hui, leur potentiel reste majeur puisque le système électrique a été construit pour que ce soit principalement l’offre qui s’adapte à la demande :

• 🏭 Effacement industriel : il s’agit d’une réduction (voire d’un arrêt) temporaire et volontaire de la consommation électrique d’un site industriel pour soulager le réseau. Les industries proposent ce service en échange d’une rémunération.
• 💲 Effacement diffus : il s’agit d’une réduction temporaire de consommation électrique des particuliers et des autres petits consommateurs. Ceux-ci sont incités à réaliser ces déplacements de consommation via des signaux tarifaires spécifiques à leur contrat de fourniture (EJP, Tempo, heures pleines/creuses…). Plus la tension offre/demande est forte, plus l’électricité est chère et donc plus les consommateurs sont incités à reporter leurs consommations à plus tard.
• 💡 Pilotage dans le bâtiment : de manière associée ou indépendante de l’effacement diffus, il s’agit du pilotage des installations consommatrices d’électricité dans les bâtiments. Le plus répandu aujourd’hui est le pilotage de l’eau chaude sanitaire (ECS), mais le pilotage du chauffage-ventilation-climatisation (CVC) tend aussi à se développer. Sans modification du service rendu, l’objectif est de placer les consommations au moment où l’offre est importante.
• 🚗 Pilotage dans la mobilité : comme pour le bâtiment et au fur et à mesure de l’électrification des véhicules, il s’agit d’effectuer les recharges au moment les plus opportuns. Pour cela, plusieurs moyens existent : signaux tarifaires, pilotage dynamique en adaptant la puissance de charge à chaque instant, et même Vehicle to Grid (V2G) en injectant une partie de l’électricité stocké dans les batteries dans le réseau lors de périodes de tensions.
• 💧⚡️ Hydrogène : à plus long terme et en fonction du niveau de pénétration des EnRe, le pilotage de l’électrolyse (production d’hydrogène à partir d’eau et d’électricité) peut même être envisagé. Différentes possibilités de fonctionnement existent mais de grosses incertitudes demeurent aujourd’hui, notamment en termes de rentabilité : production en bande effaçable (à puissance constante avec des arrêts ponctuels), en bande avec flexibilité (avec une faible modulation autour d’une puissance cible), flexible asservi…

Stockage et flexibilités de la production : ces moyens permettent de répondre à la demande résiduelle, les plus connus ont déjà été abordés dans les précédents articles :

• 🌳 Capacités thermiques décarbonées : il s’agit du nucléaire mais aussi des installations thermiques à flamme utilisant des combustibles bas-carbone comme le bois, le biogaz, le bio fuel et l’hydrogène bas-carbone (pas encore mature). Leurs niveaux de réactivité diffèrent, le gaz étant le plus réactif et le nucléaire le moins réactif. On peut aussi ajouter à cette liste les installations capables de capter et de stocker le carbone (CCS) en sortie de cheminée.
• 💦 Capacités hydrauliques pilotables : ce sont les centrales hydroélectriques à éclusée, de lac et STEP, déjà largement abordées précédemment. Leur potentiel de développement en France existe mais reste marginal si l’on veut garantir un faible impact environnemental et une bonne acceptabilité sociale.
• 🔋 Batteries : en plein boom dans le monde actuellement (Californie, Texas, Allemagne, Chine…) du fait de progrès techniques et économiques considérables, les batteries permettent de stocker chimiquement la production électrique lorsqu’elle est abondante pour la restituer lors des périodes de forte demande résiduelle.  Cette solution est très complémentaire au solaire PV pour fonctionner de manière inter-journalière et intra-hebdomadaire. Comme évoqué précédemment, les batteries de véhicules électriques vont également être amenées à rendre des services au réseau avec le Vehicle to Grid (V2G).
• 💧⚡️ Hydrogène : au-delà des centrales thermiques, l’hydrogène produit par électrolyse peut permettre de restituer l’énergie chimique stockée au réseau électrique via des piles à combustible (PAC). Cette solution est surtout envisagée à long terme pour de la modulation inter-saisonnière et interannuelle et reste sujette à de nombreuses incertitudes.
• 🔭 Autres : d’autres moyens de stockage peuvent être envisagés même si leur niveau de maturité technologique reste faible pour le moment. On peut notamment citer le stockage thermique et le stockage à air comprimé.

⛔️ Pour terminer cette revue, le surdimensionnement des installations d’EnRe (dans une certaine mesure) associé à l’écrêtement de leur production peut aussi permettre de diminuer la demande résiduelle sans nécessairement impacter leur rentabilité et le coût de l’électricité.

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Est-on sûr que ça marche vraiment ?

Elle est bien belle cette liste à la Prévert des flexibilités, mais est-on sûr que même avec tout ça, le réseau électrique tient ? La réponse est oui. ✅

Pour le vérifier, RTE a réalisé des simulations du système électrique avec différents niveaux de pénétration des EnRe, différents bouquets de flexibilités pour des projections de consommations variées et des stress tests qui incluent des conditions météorologiques extrêmes et des défaillances plus ou moins fortes des moyens de production. Si vous souhaitez aller plus loin, je vous invite à prendre connaissance du rapport « Futurs énergétiques 2050 » et du « Bilan prévisionnel 2023 -2035 ».

Les figures 19 et 6.5 (issues encore une fois du dernier bilan prévisionnel de RTE) illustrent le fonctionnement à moyen terme d’un système électrique avec une pénétration plus importante des EnRe et où les flexibilités sont davantage mobilisées.

La figure 6.46 montre l’importance relative de chacun de ces leviers de flexibilités pour les différents horizons temporels. Pour voir comment ça fonctionnerait avec 100% d’EnR en France, je vous renvoie une nouvelle fois aux Futurs énergétiques 2050.

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Hausse de la demande

⚡️↗️ Pour terminer cette longue série sur l’intégration des EnRe dans le réseau et les baisses d’émissions de GES associées, intéressons-nous à un dernier cas : celui d’une demande d’électricité qui augmente.

🌎 C’est vraisemblablement ce qui est attendu partout dans le monde pour tenir les objectifs de décarbonation. Même en mettant le paquet sur la sobriété et l’efficacité, l’électrification des usages (mobilité, industries, chaleur résidentielle et tertiaire…) nécessitera de produire plus d’électricité bas-carbone pour remplacer les énergies fossiles restantes. Et c’est sans compter sur les pays hors OCDE qui visent à augmenter leur niveau de vie et donc à consommer davantage d’électricité.

Si le nucléaire peut jouer un rôle, il ne sera très clairement pas suffisant. Les contraintes qui lui sont associées seront en effet trop importantes pour de nombreux pays : disponibilité des ressources en uranium et rythme d’extraction face à la demande, filières industrielles et organisations nécessaires pour la gestion du cycle combustible (enrichissement, transport, stockage du combustible usé…) et l’exploitation des centrales, enjeux géopolitiques associés, disponibilité de la ressource en eau, acceptabilité sociale, maintien de ressources humaines qualifiées, délais de construction des centrales…

En France, l’effet falaise associé au parc nucléaire (les centrales arriveront en fin de vie sur une période très courte ayant été construites sur une période très courte) renforce encore plus le besoin de construction rapide de nouveaux moyens de production électrique. La filière nucléaire n’ayant pas la capacité de reproduire l’exploit industriel des années 80 à court terme, du fait de normes ayant bien évolué et d’une érosion des compétences et des filières, les EnRe devront combler l’essentiel du gap.

⏳ Au niveau mondial, la croissance du solaire et de l’éolien a été spectaculaire ces dernières années. Elle est proche de dépasser l’augmentation de la demande électrique pour espérer, enfin, réduire la production électrique d’origine fossile de manière structurelle. Pour 2024 ?

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Conclusion

👌 Sans aucune ambiguïté, le solaire PV et l’éolien peuvent ainsi être intégrés massivement dans des mix électriques pour faire baisser les émissions de GES et sans mettre en danger le réseau électrique si les flexibilités nécessaires sont mises en place. Les points durs et les incertitudes n’arrivent que pour les derniers % et dans des cas très spécifiques, bien loin de l’impossibilité de principe parce que c’est « intermittent ».

Et ce n’est donc pas parce que certains pays ont décidé de se passer du nucléaire avant de se passer des fossiles, que les chemins de transition choisis n’ont pas toujours été optimaux, que certains ont payé les pots cassés avant les autres ou qu’une capture d’écran Electricity maps bien choisie peur faire illusion d’intelligence… que cela suffit à prouver que les EnRe sont inefficaces et inutiles.

🇩🇪 Pour aller plus loin que le cas de l’Allemagne souvent évoqué en France, je vous invite notamment à suivre ce qui se passe en Californie, en Australie méridionale, aux Pays-Bas, en Angleterre, en Espagne, au Portugal, au Chili ou encore au Texas et en Chine. Les EnRe y progressent rapidement et témoignent clairement de leur intérêt. 🇺🇸 🇦🇺 🇳🇱 🇬🇧 🇪🇸 🇵🇹 🇨🇱 🇨🇳

J’espère que cet article et les précédents auront été instructifs, et je vous dis à bientôt pour de nouveaux articles en lien avec le solaire PV et l’éolien !🖖