03.02.2021

Décryptage : enseignements du rapport RTE-AIE sur la faisabilité technique des scénarios 100 % ENR

edf_enr.png
Energies renouvelables,
Scénarios énergétiques,
Stratégie,
Économie
Par la Sfen – Section technique 8 : économie et stratégie énergétique - Crédit photo ©EDF - Lovelyday12- Shutterstock

Mercredi 27 janvier, le Gestionnaire du réseau de transport d’électricité (RTE) et l’Agence internationale de l’énergie (AIE) ont sorti un rapport très attendu portant sur les conditions de faisabilité technique de scénarios à forte pénétration de renouvelables en France. Ce rapport analyse 4 conditions et prérequis en matière de faisabilité technique pour un système électrique avec une forte proportion d’énergies renouvelables à l’horizon 2050. Il répond à une demande d’Elisabeth Borne, alors ministre de la Transition écologique et solidaire, afin d’éclairer les choix de politique énergétique française de long terme et notamment les travaux en cours concernant le nouveau nucléaire.

L’étude se concentre donc sur les aspects techniques, et exclut explicitement de son champ d’analyse les questions de faisabilité socio-économique (et notamment les coûts des scénarios), ou encore d’impacts environnementaux (dont les gaz à effet de serre) et industriels. Ces questions, essentielles pour éclairer nos choix de mix électrique, sont actuellement au cœur du travail en cours par RTE autour du Bilan prévisionnel long terme dont la parution est prévue à l’automne 2021.

Quatre ensembles de conditions techniques strictes pour un mix avec une forte proportion d’énergies renouvelables à l’horizon 2050

RTE et l’AIE mettent en avant quatre ensembles de conditions techniques strictes qui devront être remplies pour permettre, avec une sécurité d’approvisionnement assurée, l’intégration d’une proportion très élevée d’énergies renouvelables intermittentes dans un système électrique de grande échelle, comme celui de la France. Ces conditions dépendent : i) de la stabilité du système électrique, ii) de la sécurité d’alimentation, iii) des réserves opérationnelles, et iv) du développement du réseau.

Tout d’abord, il convient de préciser le terme de « faisabilité technique » employé par RTE et l’AIE. En effet, il ne signifie pas que l’ensemble des solutions serait actuellement mature techniquement ou industriellement. Au contraire, l’AIE estime que plus de 90 % des technologies nécessaires pour atteindre la neutralité carbone sont actuellement au stade de R&D ou de démonstrateur et ne sont pas matures industriellement (ex. : stockages massifs, pilotage de la demande, ou réserves tournantes synthétiques : voir infra). Bien que l’on puisse être confiant sur les progrès de la recherche au cours des prochaines décennies, miser majoritairement sur les énergies renouvelables reste donc pour le moment un pari technologique.

mb_article_1.png
Graphique 1 : Maturité des technologies nécessaires à l’atteinte du scénario SDS de l’AIE (source : AIE ETP 2020)

La stabilité du système électrique repose sur des technologiques actuellement largement au stade de R&D

Aujourd'hui, la stabilité des grands systèmes électriques interconnectés repose sur les rotors des alternateurs des centrales électriques thermiques (nucléaire et fossile) qui tournent de manière synchronisée à la même fréquence, établie nominativement à 50 Hertz en Europe.

Le rapport conclut que si différentes solutions techniques existent pour surmonter la difficulté résultant de la réduction de l'inertie, elles se trouvent toutefois à différents stades de maturité. Si certaines sont déjà déployées pour des usages spécifiques, d'autres en sont au stade de R&D et devront être testées dans des conditions réelles avant d'être déployées à grande échelle.

Par exemple, certains convertisseurs peuvent apporter des solutions d’inertie « synthétique » afin de permettre un ajustement de la production renouvelable. Cependant, ces solutions ne sont pas encore adaptées pour des mix électriques avec une part majoritaire d’énergies renouvelables variables. Le rapport identifie plusieurs options pour lever ce verrou technologique, par exemple via des compensateurs synchrones ou encore des contrôles « grid-forming » pour les convertisseurs de puissance. Ces solutions font l’objet de travaux de R&D ou de projet de démonstrateur à petite échelle. Accélérer l’innovation technologique et passer au stade de la démonstration des solutions à plus grande échelle sera donc nécessaire.

Enfin, le rapport rappelle que les enjeux associés ne sont pas seulement techniques et soulèvent des problématiques majeures sur le plan réglementaire, tout particulièrement pour intégrer la responsabilité de la fourniture de ces services.

Maintenir la sécurité d’alimentation nécessitera le développement de nouvelles sources de flexibilité à partir de 2035

Palier la variabilité de l’éolien et du solaire photovoltaïque constitue selon RTE et l’AIE le principal défi pour permettre une intégration massive de ces moyens de production au système électrique.

Cette variabilité ou intermittence nécessite de développer de nouveaux leviers de flexibilité afin de répondre aux différents besoins couvrant des temporalités spécifiques (journalier, hebdomadaire, inter-saisonnier et même interannuel). L’étude précise ainsi que les différents leviers de flexibilité envisagés (à la fois du côté de l’offre et de la demande, sans oublier les réseaux) répondent à des horizons temporels distincts. Ils sont donc très imparfaitement substituables. Ainsi, les batteries pourraient permettre de gérer les besoins journaliers et les stations de pompage-turbinage (STEP) servent déjà principalement à gérer les besoins hebdomadaires. Du côté du stockage inter-saisonnier, le rapport rappelle que ces besoins sont aujourd’hui couverts à près de 50 % par... le parc électronucléaire. En effet, au travers de la planification des arrêts de tranches, EDF contribue aujourd’hui majoritairement à ce besoin et ce pour un coût nul pour le système électrique. A l’horizon 2050, dans un scénario 100 % renouvelable, de nouveaux leviers de flexibilité seraient donc nécessaires avec à la clé des investissements spécifiques pour répondre à ces besoins.

RTE estime ainsi qu’au moins 80 GW de flexibilité saisonnière seraient nécessaires (soit plus que la puissance installée actuelle des centrales nucléaires et fossiles en France) ; besoins qui seraient assurés principalement via le développement de vecteur hydrogène et les couplages sectoriels. Là encore, il s’agit de solutions en partie encore au stade de la R&D.

mb_article_2.png
Graphique 2 : Evolution des besoins de flexibilité pour différents horizons temporels (analyse RTE)

Enfin, le rapport explique qu’il sera nécessaire de développer massivement la flexibilité de la demande à la fois résidentielle et industrielle. Ce point pose bien sûr des enjeux techniques mais aussi économiques car c’est l’ensemble des règles des marchés de l’électricité qui seraient à revoir. Cette flexibilité de la demande ne sera également pas gratuite et les coûts associés devront être pris en compte dans une analyse d’ensemble des coûts du système électrique.

Des besoins de réserves opérationnelles en très forte croissance

Les réserves du système électrique sont actuellement gérées par RTE via des mécanismes spécifiques. Ces réserves sont dimensionnées pour couvrir les aléas pouvant affecter la production, la consommation et les réseaux électriques. Dans un scénario majoritairement composé de renouvelables intermittentes, le type et le volume de réserves nécessaires pour équilibrer le système sont appelés à évoluer en profondeur.

Comme le rappelle RTE et l’AIE, à l’instar des besoins de flexibilité, la problématique des réserves n’est actuellement pas visible pour les consommateurs dans la mesure où les moyens de production pilotables (notamment le parc nucléaire) répondent à l’essentiel des besoins. Ce sujet n’est d’ailleurs pas pris en compte dans la plupart des travaux prospectifs de scénarios énergétiques.

Or, par nature, l'intégration de la production éolienne et photovoltaïque (PV) fait l’objet d’une incertitude bien supérieure à celle qui caractérise les moyens pilotables (par exemple, arrêts fortuits pour les centrales nucléaires). En l’absence de progrès majeurs dans la capacité à prédire plus finement la production de ces technologies intermittentes, notamment via les modèles météorologiques, les besoins de réserves seraient donc démultipliés, alors même que les moyens qui assurent actuellement ce service seraient retirés du réseau. Un point d’alerte particulier de RTE et de l’AIE concerne par ailleurs le solaire PV distribué, dont un large développement renforcerait fortement ces besoins en réserves de capacité.

Enfin, là encore, des évolutions réglementaires devront venir accompagner les évolutions technologiques, notamment afin de disposer de nouveaux leviers (par exemple, les véhicules électriques via le vehicule to grid, dont la technologie n’est pas encore stabilisée et les « business models » en cours d’investigation active).

mb_article_3.png
Graphique 3 : Illustration des réserves (15 minutes) nécessaires à midi en mars 2020, 2035 et 2050 (analyse RTE)

Une reconfiguration des réseaux électriques sera nécessaire

RTE et l’AIE s’accordent à dire que des développements majeurs seront nécessaires à partir de 2030 afin de permettre une intégration croissante des renouvelables variables. D’ici là les besoins sont relativement limités grâce aux investissements réalisés dans les années 1970/80 pour le parc électronucléaire et qui assurent dans l’ensemble un bon maillage territorial.

Les investissements réalisés dans le passé à l’occasion de la construction du parc nucléaire permettent donc de fortement limiter les dépenses nécessaires au cours de la prochaine décennie dans le réseau électrique. En comparaison, ces coûts dépassent aujourd’hui 100 milliards d’euros en Allemagne[1] et ont été multipliés par 5 au cours des dernières années. En France, selon RTE, ces coûts devraient s’élever à près de 18 milliards d’euros sur la période 2020-2030.

Au-delà de 2030, les besoins de développement des réseaux devraient cependant fortement évoluer avec à la clé une double problématique d’impact sur les coûts de système et de faisabilité socio-technique. En effet, le développement des renouvelables s’accompagnerait d’une plus grande « empreinte territoriale » des réseaux, alors que la résistance locale aux adaptations du réseau est déjà observée. Les difficultés actuelles sont rencontrées pour des développements des énergies renouvelables encore très limités, en comparaison des besoins pour répondre à un scénario 100 % renouvelables.

La faisabilité socio-économique d’un scénario 100 % renouvelables pose question

Comme évoqué précédemment, l’étude renvoie pour les aspects socio-économiques aux scénarios du Bilan prévisionnel 2050 de RTE en cours d’élaboration. L’étude indique cependant que ces éléments auront un rôle majeur afin d’éclairer l’opportunité de telles trajectoires pour notre système électrique. En définitive, ces dimensions restent étroitement liées aux aspects techniques.

Concernant l’impact économique, RTE et l’AIE précisent à juste titre que cet analyse ne peut se limiter à une comparaison du coût moyen de l'électricité par technologie (LCOE, en anglais) car ce critère n’intègre pas l’ensemble des coûts d’intégration des énergies variables afin de maintenir la sécurité d’approvisionnement et l’ensemble des exigences techniques précitées. Il convient donc d’intégrer les coûts de système liés au développement des solutions de stockage, de flexibilité ou encore des réseaux. A ceci, il convient également d’ajouter les impacts macroéconomiques via l’empreinte économique nationale des différentes filières industrielles, mais aussi l’impact des prix de l’électricité sur les différents acteurs économiques. Ainsi, les scénario 2019 de la Sfen montrent déjà des impacts sur les prix de l’électricité pouvant atteindre une augmentation de 37 % (hors coûts de réseaux), notamment afin de financer les besoins de stockage inter-saisonnier (power to gas). C’est un point majeur alors que la question de la réindustrialisation et de la compétitivité de la France revient au cœur des débats économiques[2].

Concernant les impacts sociétaux, les scénarios Sfen montrent qu’un mix très largement renouvelable conduirait à atteindre les gisements techniques estimés par l’ADEME pour le développement du solaire PV et de l’éolien sur le territoire français avec des rythmes de déploiement très soutenus qui ne laissent pas de place à de possibles difficultés sur le plan sociétal. Ce point concerne également les réseaux comme évoqué précédemment.

A ceci il conviendrait d’ajouter les impacts environnementaux (impacts sur les émissions de CO2 sur l’ensemble du cycle de vie, les besoins en matières, l’emprise au sol, ou encore l’impact global sur la biodiversité). A ce stade, rien ne garantit par exemple que les trajectoires étudiées soient moins émissives en gaz à effet de serre que le parc actuel. La Sfen espère que l’ensemble de ces critères seront adressés dans les travaux à venir de RTE.

In fine, le 100 % renouvelables en France est-il souhaitable ?

On le voit, un tel scénario sera peut-être techniquement et socialement possible à long terme. Mais est-il souhaitable, et doit-il dès à présent constituer l’objectif majeur de la politique électrique du pays ? La question de nos choix de mix énergétique à long terme dépasse très largement le cercle des experts et doit être au cœur des débats de société. La Sfen, société savante, s’inscrit pleinement dans ce processus qui nécessite cependant un éclairage technique exigeant. A ce titre, la qualité du rapport de RTE et de l’AIE doit être soulignée de par la très grande richesse et la clarté de l’analyse.

Comme le rappelle l’étude, la France est cependant dans une situation particulière par rapport aux autres grands pays industrialisés. En effet, grâce au nucléaire, elle a déjà décarboné son mix électrique qui fournit une électricité compétitive avec un au niveau de sécurité d’approvisionnement, lequel profite aussi aux pays voisins.  A ce titre, les choix pour le mix électrique doivent être éclairés à la fois au travers de critères techniques, socio-économiques et environnementaux, mais aussi via une grille d’analyse qui intègre l’ensemble des incertitudes associées aux différentes options, et donc les risques associés. Comme le détaillent les scénarios 2019 de la Sfen, une partie de la valeur de l’option nucléaire est précisément liée au fait qu’il s’agit d’une technologie mature qui joue un rôle d’assurance pour le système électrique. En diversifiant les options technologiques disponibles pour atteindre l’objectif de neutralité carbone, c’est donc la résilience de notre système électrique qui se trouve renforcée.

Ainsi, ces bénéfices du nucléaire pour le mix français ont été rappelés par le directeur exécutif de l’AIE, Fatih Birol, dans un récent entretien[3] : « L'énergie nucléaire est un atout national pour la France. Ces dernières décennies, son développement a été une des composantes de la croissance économique française et sur le plan technique, elle a prouvé qu'elle fonctionne à grande échelle ». Sans se prononcer directement sur les travaux à venir de RTE, ce dernier ajoutait : « nous n'avons pas le luxe de nous priver de l'une ou de l'autre des énergies propres. Pour la France, le nucléaire et les énergies renouvelables sont complémentaires ».

Comme l’a montré la Sfen, disposer de l’option nucléaire dans la durée nécessite d’investir très vite dans un nouveau programme national, sinon la capacité technique française se perdra rapidement. L’épisode de «l’EPR Flamanville » est une alerte sérieuse. L’enjeu est aussi là : laisser ouvert le maximum d’options « bas carbone », sans préjuger trop vite du futur et en gardant nos atouts technologiques et industriels.

 

[1] https://www.bloombergquint.com/technology/german-green-grid-price-tag-increases-to-111-billion

[2] http://www.fondapol.org/etude/relocaliser-en-decarbonant-grace-a-lenergie-nucleaire/

[3] https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/le-casse-tete-de-la-montee-en-puissance-des-energies-renouvelables-1284839