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17 octobre 2013
Colloque : L’insertion des énergies renouvelables, une contrainte pour les réseaux électriques ?

Conférence réservée aux professionnels / Lieu : Paris 6 - France
Les énergies renouvelables (hydraulique, éolien, solaire, biomasse) doivent représenter 23% du mix électrique français à l’horizon 2020. C’est un engagement européen et tous les pays de l’Union européenne ont pris des mesures pour encourager le développement de ces énergies non carbonées ou peu carbonées. L’aide se fait la plupart du temps via des prix de rachat garantis (feed-in tariffs) mais on trouve également d’autres systèmes de promotion (appels d’offre, certificats verts…). Ces énergies sont, de par la loi, prioritaires sur le réseau (réseau de transport ou réseau de distribution) et elles sont rémunérées hors marché (en France via la CSPE, contribution au service public de l’énergie dont le poids ne cesse de croître dans le prix final de l’électricité).

Ces énergies sont pour certaines d’entre elles intermittentes (cas de l’éolien ou du solaire). Comme l’on ne sait pas stocker à grande échelle l’électricité cela pose le problème des centrales de production qui doivent être prévues en complément (problème dit du « back-up »). Ce sont souvent des centrales à gaz, qui sont les moyens de secours et ces centrales sont aujourd’hui victimes d’un effet de ciseau : le prix du gaz demeure élevé en Europe puisque le gaz importé est indexé sur le prix du pétrole, tandis que dans le même temps le prix du charbon baisse sur le marché mondial en raison des excédents de charbon américain liés à l’abondance du gaz de schiste aux Etats-Unis. Le gaz de schiste américain chasse en quelque sorte le charbon américain qui chasse le gaz européen. Comme le facteur de charge des cycles combinés à gaz est réduit du fait de la priorité donnée aux renouvelables ces centrales à gaz, dites centrales de « back-up », voient leur rentabilité baisser fortement.

Le coût de ce « back-up » est difficile à évaluer car il dépend aussi des coûts de réseaux donc des endroits où sont implantés les équipements éoliens ou solaires. A défaut d’accroître l’offre on peut réduire la demande d’électricité lorsque le vent ou le soleil ne sont pas au rendez-vous et que les moyens intermittents font défaut : c’est la technique de l’effacement. Chaque opérateur peut ainsi détenir un portefeuille de clients dits effaçables ou interruptibles ce qui permet de passer la pointe en cas de défaillance des renouvelables. Les nouvelles technologies (compteurs et réseaux dits intelligents) devraient d’ailleurs permettre de mieux gérer en temps réel l’adéquation entre l’offre et la demande d’électricité.

D’autres problèmes liés à l’intégration des renouvelables ont également été constatés sur le marché européen de l’électricité : c’est le cas du « switching » de la courbe du « merit order ». Les énergies renouvelables participent gratuitement aux enchères sur le marché spot, puisqu’elles sont rémunérées hors marché, et cela engendre des effets pervers sur le prix d’équilibre qui du coup est inférieur au juste prix. Dans certains cas on assiste même à l’apparition de prix négatifs. Cela s’est produit souvent en Allemagne où la part de l’éolien est particulièrement élevée. Comme il est coûteux d’arrêter pour quelques heures des centrales thermiques au gaz ou au fuel on préfère payer un opérateur qui acceptera de prendre cette électricité éolienne trop abondante (en général aux heures creuses). Ce sera le cas de opérateurs suisses qui disposent de fortes capacités de stockage hydraulique (via des STEPS, stations de pompage) et qui du coup sont payés pour évacuer cette électricité excédentaire.

L’objet du colloque sera d’analyser la façon dont ces énergies renouvelables intermittentes sont aujourd’hui intégrées aux réseaux de transport et de distribution de l’électricité, les difficultés que cela pose pour le GRT ou le GRD et les solutions qui peuvent être envisagées pour pallier ces effets pervers.

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