RTE veut relever le défi des énergies intermittentes

Le scénario 100 % renouvelable nécessiterait une profonde adaptation du réseau de transport d’électricité. RTE (Réseau de Transport de l’Electricité haute tension) a lancé des travaux pour en étudier la « faisabilité technique ». Il existe un bouquet de solutions pour y parvenir, certaines éprouvées de longue date (barrage/stockage hydraulique, interconnexion, effacement de puissance, performance énergétique), et d’autres à tester et développer à grande échelle (stockage sur batteries, production d’hydrogène, ...).


La France et ses voisins ont prévu de supprimer au moins 45 gigawatts de charbon d’ici à 2030 et une trentaine de réacteurs nucléaires (env 25 GW) d’ici à 2035. François Brottes, le président du directoire de RTE déclare: “toute cette énergie sera remplacée par des énergies intermittentes”.

Comment alors équilibrer la charge du réseau?

L’article des Echos du 23 janvier 2020 laisse entendre

  • qu’on pourrait multiplier sur l’ensemble du territoire des points de stockage plutôt que de la transporter “en live” par des câbles haute tension.

  • que cette solution encore en phase test pourrait devenir plus économique que la construction de nouvelles lignes Haute Tension.

C’est le grand défi des renouvelables et de RTE pour la France qui entreprend de tester différentes technologies pour y parvenir:

  • Stocker dans des batteries de puissance: trois sites ont été retenus par RTE afin de démontrer la faisabilité de batteries (env 10MW) pour soulager les réseaux d’électricité.

  • Produire de l’hydrogène à partir d’électricité renouvelable projet près de Fos sur Mer.

L’article précise aussi que les batteries ne sont que l’une des options pour rendre le réseau électrique plus flexible et adapté aux renouvelables.

Lors d’une conférence organisée par RTE début janvier 2020, le président de la CRE, Jean-François Carenco, en a cité d’autres plus traditionnelles, telles que l’effacement de la consommation, en coupant quelque temps le chauffage en période de pointe par exemple, les interconnexions avec les voisins européens; sans oublier le stockage par barrages avec stations de pompage notamment en France, et bien sûr l’efficience énergétique (performance des matériels, isolation, comportement).

L’interconnexion est déjà largement développée et permet à l’Allemagne avec ses 60 GW Eolien et 50 GW de photovoltaïque en période de forte production soit d’exporter du courant très bon marché soit de produire de l’hydrogène et le stocker. Pour info, en 2019 les ENR en allemagne (essentiellement PV et éolien) ont permis de couvrir 43% des besoins en électricité.

L’effacement des consommation en heure de pointe est déjà bien développé en France notamment au niveau des grands industriels. Il mériterait certainement d’être mieux développé au niveau des particuliers, il semblerait que ce soit un des objectifs du compteur Linky.

Trois ombres se profilent qui risquent de compliquer la tache de RTE:

  • La volonté de privilégier à nouveau le chauffage électrique en France (avec toutes les conséquences que l’on connaît sur le pic de puissance appelé en hiver)

  • La conversion des fours à gaz en four électrique de l’industrie sidérurgique et verrière, sauf à pouvoir rendre ces fours “hybrides”.

  • La recharge des véhicules électriques. A moins que soient assignés à ces mêmes batteries un rôle de stockage d’énergie dans des périodes de pointe. Gageons qu’à l’exemple des derniers tarifs proposés pour la recharge express des véhicules électriques (env 70cts/kWh), la tarification permettra d’inciter chacun à gérer au mieux les appels de puissance aux heures de pointe.

La dernière déclaration du président de RTE montre son engagement pour résoudre l’équation offre/demande en intégrant les énergies solaire et éolienne. Bravo !

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