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Interview de Robert Durdilly (UFE) :

Le contexte de développement des énergies renouvelables en France est marqué par plusieurs facteurs :

  • la croissance des EnR est entraînée par le Paquet Energie-Climat européen qui assigne un objectif de 20 % d’EnR dans la consommation totale d’énergie à l’horizon 2020. Dans le cadre du Grenelle de l’Environnement, la France a porté cet objectif à 23 % ;
  • le bilan CO2 français est très positif. Il est de 65 g par KWh consommé contre 382 g par KWh en moyenne en Europe ;
  • le prix de l’électricité français est très compétitif par rapport à la moyenne européenne. La France est le 4ème pays d’Europe où l’électricité est la moins chère pour les entreprises : 69 €HT/MWh vs 96,7 €/MWh et le 8ème pays pour les ménages : 85,7 €/MWh vs 120,6 €/MWh (Source UFE).

Cependant, la France est en retard par rapport à l’objectif qu’elle s’est fixée pour 2020 : en 2010, les EnR représentaient environ 13 % de la consommation totale d’énergie française contre 9,7 % en 2005. Il reste donc encore 10 % à combler pour atteindre l’objectif 2020.


Source : UFE

L’intermittence est une question complexe et un des éléments clés de l’intégration des EnR aux réseaux électriques. Compte tenu de la faible part des EnR dans le mix énergétique français, les fluctuations engendrées par les EnR sur les réseaux sont faibles (de l’ordre de quelques milliers de mégawatts seulement) et ne constituent donc pas une difficulté majeure pour l’intégration des EnR aux réseaux en France. En revanche, la situation est différente dans les autres pays européens. En Allemagne par exemple, ces fluctuations vont jusqu’à plusieurs dizaines de milliers de mégawatts.

Dans les zones insulaires, le seuil maximal d’injection de 30 % d’EnR sur les réseaux est très rapidement atteint. De ce fait, les systèmes électriques insulaires représentent des lieux d’expérimentation particulièrement adaptés pour améliorer l’intégration des EnR aux réseaux.


Source : UFE

L’UFE a engagé une étude prospective sur l’intermittence afin de modéliser la situation des réseaux électriques français à l’horizon 2030. Les conséquences engendrées par l’intermittence des EnR sur les réseaux varient en fonction des différents scénarios de mix de production. L’UFE a réalisé 3 scénarios différenciés et analysé l’impact de ces scénarios sur les coûts, les prix, les émissions de CO2 et la balance commerciale.

Deux scénarios modélisent une sortie, plus ou moins rapide, du nucléaire, avec une production issue des énergies renouvelables comprise entre 30 % et 40 %. Dans ces scénarios, les investissements dans des moyens de « back up » thermiques sont indispensables et très importants.

Le troisième scénario maintient le nucléaire et stabilise le développement des EnR aux objectifs du Grenelle de l’Environnement (23 % de la production). Ce scénario conduit à un taux d’utilisation très faible des moyens de production thermiques et se caractérise par des volumes d’exportation élevés.

L’intégration des EnR aux réseaux électriques a de multiples conséquences pour le système électrique car elle bouleverse la production. Pendant 30 ans, la recherche de l’équilibre offre/demande a été centrée sur la question de la pointe hivernale. Désormais, s’y ajoute l’aléa climatique avec un enjeu sur la rentabilité des moyens thermiques de « back up ». Par ailleurs, le système passe d’une production centralisée à une production décentralisée.

Ce bouleversement de la production nécessite de nouvelles formes d’organisation du système électrique. Ainsi, il faudra assurer la rentabilité des moyens thermiques de « back up » par :

  • la mise en place d’une obligation et d’un marché de capacité qui assureront un complément de rémunération affecté à la puissance disponible des actifs thermiques ;
  • une réflexion autour de la valorisation des services-système que fournissent en partie les unités thermiques ;
  • une réflexion pour garantir l’alimentation électrique à tout moment pour faire face aux aléas climatiques ou intermittence.

Il faudra également repenser l’organisation du réseau pour une gestion optimisée de la production et de la demande (complexification des flux et risque de congestion des réseaux, équilibrage local, national (actuellement à travers le mécanisme d’ajustement et les services système) et européen).

Ce bouleversement de la production nécessitera également de développer l’efficacité énergétique et d’agir sur les habitudes de consommation de l’énergie, c’est-à-dire de mieux contrôler la consommation, de mettre en place des marchés d’effacement et de conserver et de développer le stockage (maintien du potentiel existant (ECS et STEP) et développement de nouveaux moyens comme le véhicule électrique).

Plusieurs questions restent encore en suspens sur le sujet :

  • Comment utiliser les nouvelles possibilités de contrôle pour équilibrer l’offre et la demande ?
  • Quels investissements dans les réseaux pour éviter les congestions ?
  • Comment concilier le développement des EnR et l’optimisation des réseaux électriques ?
  • Comment assurer le financement du développement des EnR ?
  • Comment permettre la rentabilité des moyens de production thermique en « back up » de la production intermittente ?

Robert Durdilly
5 juillet 2011


Robert Durdilly est le Président de l’UFE.







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