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100 % d'énergies renouvelables, c'est techniquement faisable (en théorie)

Tendre vers un mix électrique majoritairement renouvelable est techniquement réalisable, estime une étude de RTE et de l'AIE. Cependant, de nombreux leviers devront être actionnés pour assurer la sécurité d'approvisionnement.

Energie  |    |  Sophie Fabrégat  |  Actu-Environnement.com

Pour éclairer les débats sur la sécurité électrique face à un fort développement des énergies renouvelables, le ministère de la Transition écologique a commandé au gestionnaire de réseau RTE et à l‘Agence internationale de l'énergie (AIE), une étude sur la faisabilité technique d'un mix fortement renouvelable d'ici 2050.

Conclusion : l'intégration d'une proportion très élevée d'énergies renouvelables dans le système électrique français est possible tout en assurant la sécurité d'approvisionnement. Cependant, plusieurs conditions devront être respectées strictement et être cumulatives : accroître la flexibilité, redimensionner les réserves, adapter le réseau de transport et maintenir la stabilité (et donc la fréquence). Les solutions techniques devraient être disponibles à cet horizon. Elles doivent néanmoins faire leurs preuves à grande échelle, via des démonstrations.

« Ce rapport constitue un moment copernicien pour le monde de l'énergie. Nous avons désormais la confirmation que tendre vers 100 % d'électricité renouvelable est techniquement possible. C'est une évolution conceptuelle majeure et une révolution pour nos représentations collectives concernant notre mix électrique », a réagi Barbara Pompili. La ministre indique que ce travail de prospective sera poursuivi par un débat public.

Ce débat sera notamment éclairé par les travaux que poursuit RTE sur huit scénarios de systèmes électriques neutres en carbone à l'horizon 2050. RTE doit évaluer les coûts de ces systèmes électriques intensifs en renouvelables et leur acceptabilité sociale. Les conclusions de ces travaux seront présentées à l'automne.

Remplacer les centrales nucléaires vieillissantes

Le parc nucléaire français a été construit dans les années 1980 et 1990, rappelle l'étude. Même dans l'hypothèse d'une durée de vie des centrales allongée à 60 ans, la question de leur renouvellement ou de leur remplacement se posera d'ici 2050. « Deux options sont donc sur la table : remplacer certains réacteurs en fin de vie par de nouveaux tout en développant la production à base d'énergies renouvelables (EnR), ou substituer intégralement ces réacteurs par des EnR pour parvenir à terme à un système électrique alimenté uniquement par des sources d'énergies renouvelables. Ces perspectives sont toutes deux fondées sur l'augmentation significative de la part des EnR variables : l'éolien et le photovoltaïque », indiquent RTE et l'AIE.

L'étude s'est penchée sur la faisabilité technique d'un mix fortement renouvelable (au-delà de 50 %). Selon ces acteurs, quatre conditions devront nécessairement être cumulées pour assurer la sécurité d'approvisionnement avec un fort taux de pénétration des renouvelables.

Gérer la variabilité

La première condition vise à gérer la variabilité des énergies renouvelables, qui est journalière, saisonnière ou même différente d'une année sur l'autre. Pour la gérer, il faudra développer d'importantes sources de flexibilité : pilotage de la demande, stockage de l'électricité à grande échelle, centrales de pointe disponibles et interconnexions renforcées.

L'étude évalue les besoins de nouvelles unités de pointe pilotables entre 40 et 60 GW supplémentaires d'ici 2050. Celles-ci s'ajouteront au parc hydroélectrique et aux centrales thermiques et/ou nucléaires encore en activité. Elles pourraient s'appuyer sur des combustibles biogaz ou hydrogène. « Il s'agirait d'installer 3 à 4 GW par an entre 2035 et 2050. Cela suppose une feuille de route industrielle volontariste », analyse Xavier Piechaczyk, président du Directoire de RTE.

Devront également être installées des capacités de stockage à grande échelle : des batteries pour faire face aux fluctuations quotidiennes, de nouvelles installations hydrauliques de pompage-turbinage (Step) ou une augmentation de la capacité existante pour faire face aux variations hebdomadaires, et des installations de production et de stockage de combustibles de synthèse tels que l'hydrogène, pour faire face à la variabilité saisonnière et interannuelle.

En parallèle, la flexibilité de la demande devra être accrue de manière « considérable » : « les installations dans les bâtiments et les usines devront avoir la faculté de répondre automatiquement en fonction des prix de marché ou des demandes explicites des gestionnaires du système électrique ».

Maintenir la fréquence et disposer de marges de sécurité

Le réseau électrique européen fonctionne sur une fréquence de 50 Hertz. Maintenir cette stabilité est indispensable au bon fonctionnement du réseau. Plusieurs solutions existent, mais elles doivent encore être éprouvées à grande échelle, analyse l'étude.

De nouveaux services de « réglage rapide de fréquence » ou d' « inertie synthétique/virtuelle » devront être développés. Ils peuvent être fournis par des convertisseurs spécifiques qui « permettent un ajustement très rapide de la production renouvelable à un écart du signal de fréquence, par exemple en augmentant temporairement la puissance fournie, ce qui contribue à rétablir la fréquence du système. Ils sont déjà mis en œuvre en Irlande et au Québec », expliquent RTE et l'AIE.

Au-delà de 60 % d'EnR, ces services devront être complétés par des compensateurs synchrones, qui fournissent de l'inertie au système. « Récemment, cette solution a été utilisée au Danemark et en Australie-Méridionale et s'est révélée efficace pour assurer la stabilité du système », indique l'étude.

Enfin, des contrôles « grid-forming » sur les convertisseurs de puissance pourraient donner aux centrales éoliennes et photovoltaïques la capacité de générer leur propre onde de tension. « Cette solution a été testée avec succès en laboratoire (dans le cadre du projet européen Migrate, par exemple) et sur des microréseaux, mais pas encore à l'échelle d'un grand système électrique, où d'autres complications pourraient survenir ».

Par ailleurs, il faudra dimensionner correctement les réserves opérationnelles et améliorer les méthodes de prévision de la production renouvelable. Enfin, « des efforts substantiels devront être consacrés au développement des réseaux d'électricité à compter de 2030, tant au niveau du transport que de la distribution ».

Réactions3 réactions à cet article

 

RTE, c'est Brottes, le monsieur éoliennes de Royal... Et l'AIE, que font-ils dans cette galère ?!
Le résumé est très jargonnant. Et même à ce niveau, il y a des loups :
* il s'agit d'une évaluation de faisabilité théorique, rien sur l'acceptabilité sociale, le coût, l'impact environnemental, etc.
* "renouvelables"... quid de l'énergie grise : pollutions diverses à la production, absence de recyclage (ceux qui ont regardé "la face cachée des énergies vertes" sur Arte comprendront),
* qui n'apparaît pas dans le résumé, l'exercice est fait sur une conso' divisée par deux... par qui commence-t-on ?
* ne parle que des problèmes posés par le photovoltaïque distribué (en clair, les toits des maisons) : les quasi- black-outs qu'on a eu ces dernières années (le dernier en décembre) étaient tous dus au comportement erratiques des parcs éoliens,
* la garantie "scientifique" qu'on saura gérer les intermittences : en clair, il y a des calculs qui marchent sur des petits réseaux, on est infichu d'imaginer l'extrapolation sur un vrai réseau national voire européen,
* le pilotage de la demande, ça veut dire qu'on va couper des clients, qui seront rétribués évidemment, mais c'est une chose qu'on n'a pas connue depuis 50 ans !
* le stockage à grande échelle (stratégiquement, au moins une semaine de consommation nationale, 9 TWh) : sauf à un coût exorbitant, on n'en a pas idée,
- les centrales de pointe : doux euphémisme pour dire centrales à gaz (russe)
Etc., espérons qu'il soit vite oublié.

dmg | 28 janvier 2021 à 18h31
 
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100 % faux ! On a besoin d'énergies fossiles pour fabriquer les éoliennes (moteurs, pâles, socle béton, et panneaux photovoltaïques (fusion silice., les armatures..). Les centrales thermiques pilotables fonctionnant au di hydrogène et biogaz, Mais c'est une farce ! Méconnaissance totale des réactions chimiques avec ces combustibles, bilans énergétiques, et des rendements des divers process pour en "tirer de l'énergie". Comment Le directoire du RTE s'y prend t il pour fabriquer le di hydrogène ? En électrolysant l'eau ? et avec quelle électricité va t il électriser l'eau ?? A moins qu'il compte utiliser les sources des centrales intermittentes des éoliennes, centrales solaires ? Le biogaz. Il contient CH4, CO2, N2 .. présente l'inconvénient de devoir être purifié pour être meilleur combustible. Ce bio méthane revient ( le digesteur, l'unité de purification, l'unité d'injection, conso matériaux, énergies..) 5 fois plus cher que le Gaz Naturel et ces usines biogaz à bouses, boues de stations épuration) sont l'objet d’éventuelles fuites de ce méthane qui a un effet plus nocif que le CO2 sur l’effet de serre !! + ammoniac.. . Tout comme fabriquer des pellets à partir du bois (écocombust Cordemais), donne un combustible de PCI moins élevé (4,6 MWh/t) que le Charbon (8,9 MWh/t), 5 fois plus cher et plus polluant !! Quant à l’Hydrogène vert -cultures->biogaz-> ? ) aussi mauvaise idée que les agrocarburants .. récupère t –on autant d' "énergie" que l'on a dépensé ?

J Cl M 44 | 29 janvier 2021 à 11h09
 
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Bien sûr que des solutions existent pour tendre rapidement vers le mix composé à 100 % d'énergies renouvelables. Il n'y a guère que les nucléophiles pour prétendre le contraire, cela afin de pousser plus loin la construction d'équipements aux coûts délirants et à la dangerosité avérée pour des centaines de milliers d'années.
Il est grand temps que nos décideurs ouvrent les yeux !

Pégase | 29 janvier 2021 à 17h42
 
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