Version classiqueVersion mobile

La transition énergétique

 | 
Solène Hazouard
, 
René Lasserre

IV – Défis et transformations du marché de l'électricité

Le rôle des réseaux dans la réussite de la transition énergétique1

Hervé Mignon

Texte intégral

  • 1 Texte issu d’une communication donnée dans le cadre de la journée d’étude La transition énergétiqu (...)

1Cette contribution vise à montrer l'articulation entre les tendances de la transition énergétique et les évolutions nécessaires des infrastructures de réseau, tant en termes d'adaptation et de création de nouveaux ouvrages que de gestion du système dans sa globalité. Je l'illustrerai par quelques exemples du côté français, qui montrent également l'interdépendance qui existe au sein du système électrique européen – le plus interconnecté au monde.

Le réseau, vecteur du développement des énergies renouvelables

2En France, un événement nouveau a marqué l’agenda législatif à l’été 2015, avec l’adoption et la promulgation de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte. Cette loi représente l’aboutissement de deux ans de concertations concernant les modalités de la transition énergétique et d’un an de débats parlementaires au niveau de l’Assemblée nationale et du Sénat.

3La loi offre un nouveau cadre pour l’ensemble des éléments constitutifs de la transition énergétique en France. Comportant 215 articles, elle fixe de grands objectifs qui portent sur des horizons temporels et des axes différents. Il y est notamment question de réduire de 40 % les émissions de gaz à effet de serre entre 1990 et 2030, de réduire de moitié la consommation d’énergie à l’horizon 2050 par rapport à 2012 et de porter la production d’énergie renouvelable à 32 % de la consommation énergétique finale en 2030, ce qui, appliqué à l’électricité, devrait correspondre à 40 % en termes de consommation. Un autre objectif consiste à diversifier la production d’électricité et baisser à 50 % la part du nucléaire à l’horizon 2025.

4Tous ces éléments montrent que la dynamique en cours, qui porte à la fois sur les modes de production et sur les modes de consommation, va s’accélérer. Au-delà des aspects de coût va se poser la question du calendrier de mise en œuvre de ces différentes dispositions. On pourrait avoir le sentiment trompeur qu’on se situe à des horizons extrêmement lointains (2025, 2030…). En fait, les délais liés à la construction de réseaux de transport d’électricité, à la création de nouveaux moyens de production ou à un changement de localisation des moyens de production nécessitent un travail d’anticipation qui pousse à avoir dès à présent un regard concret sur des horizons aussi lointains.

5Deuxième constat : même si ces éléments portent sur des aspects très divers, le réseau de transport d’électricité aura incontestablement un rôle important à jouer en tant que vecteur pour pouvoir accompagner et faciliter une telle transition énergétique compte tenu des différents impacts que cela peut engendrer, tant au niveau de la consommation que de la production.

6En France, une tendance de fond est d’ores et déjà en cours concernant la diversification du mix énergétique, avec le développement croissant des énergies renouvelables. Cela concerne notamment l’éolien terrestre, avec plus de 9 000 MW de puissance installée en 2014. Cela correspond à peu près à la situation de l’Allemagne il y a 10 ou 15 ans, avec une spécificité française qui réside dans la très forte diversification des lieux d’implantation de cette nouvelle source d’énergie. En effet, en France, il existe trois régimes de vents différents et décorrélés qui concernent la façade nord, la façade atlantique et la zone autour du Rhône. Ces trois zones de vents correspondent à trois zones de localisation prioritaires pour les nouvelles fermes éoliennes.

7Au-delà de la source d’énergie, de son mode de fonctionnement et de son coût, il importe aussi d’être en capacité de mettre en connexion les moyens de production et les zones de consommation. Or la localisation différente des sources de production conduit à changer aussi structurellement le mode de développement des infrastructures de réseau. Un travail d’élaboration de nouvelles capacités d’accueil est actuellement en cours. L’éolien terrestre – mais c’est aussi vrai pour le photovoltaïque –, apparaît dans des zones qui historiquement n’étaient pas toujours desservies par le réseau de transport d’électricité.

8Avec l’implantation annuelle d’environ 1 GW de puissance éolienne terrestre, l’objectif de 15 GW fin 2018 devrait être quasiment atteint. En revanche, en ce qui concerne le photovoltaïque, la dynamique a été plus rapide que ce qui avait été initialement prévu dans les différents travaux parlementaires antérieurs à la loi. Cette filière a été marquée successivement par des cycles d’accélération et de retournement importants, en France comme dans le reste des pays de l’Union européenne, au gré de l’évolution des dispositifs de soutien. Indépendamment des contextes de subvention, d’appels d’offres ou d’obligations d’achat quand il peut en bénéficier, ce secteur a connu une évolution très forte, le parc installé atteignant 6 GW en 2014, et ce en l’espace de quelques années. Comme c’est le cas pour chacun des pays européens, un certain « héliotropisme » caractérise les implantations photovoltaïques en France. Le photovoltaïque se développe plutôt dans le sud de la France, où des aménagements de réseau sont nécessaires pour pouvoir gérer correctement ces nouveaux flux.

9À l’heure où la COP21 va bientôt être accueillie à Paris, la question de la réduction des émissions de CO2, qui fait partie des objectifs de la loi relative à la transition énergétique, revêt un aspect particulier. Les émissions de CO2 du secteur électrique en France peuvent en effet avoir des caractéristiques différentes d’autres émissions de CO2 dans d’autres pays de l’Union européenne et au niveau mondial. Les évolutions structurelles du parc de production conduisent à une diminution des émissions. En 2014, dernière année de référence, on a même pu assister à une diminution de plus de 40 % des émissions de CO2 du secteur électrique français. C’est aussi lié en partie à des températures extrêmement clémentes en hiver et fraîches en été, qui ont conduit à une moindre utilisation de l’électricité. Quoi qu’il en soit, pour la première fois en France, les énergies renouvelables (éolien, photovoltaïque et hydraulique) ont dépassé le parc thermique classique en termes de production.

  • 2 RTE, Bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France – Édition 2014, La Dé (...)

10Un autre point important concerne la gestion future des systèmes électriques, intégrant de plus en plus la notion de flexibilité. Au-delà de leur raccordement, le développement massif de ces nouvelles sources de production variables (par opposition aux moyens de production pilotables qui prédominaient jusqu’ici) conduit les acteurs à s’interroger sur la gestion du système électrique. La problématique de la flexibilité est l’un des grands enjeux induits par le développement du parc renouvelable. Soumises par nature aux conditions climatiques – vent, ensoleillement –, les caractéristiques des productions renouvelables modifieront de plus en plus profondément le fonctionnement du système électrique, soulevant notamment des questions de flexibilité. Les productions photovoltaïque et éolienne ont des impacts différents sur la variabilité de la consommation résiduelle : le photovoltaïque affecte principalement sa variabilité journalière, et l’éolien, sa variabilité hebdomadaire. Les estimations de l’entreprise Réseau de transport d’électricité (RTE) montrent qu’à l’horizon 2030, pour le scénario « Nouveau mix » du Bilan prévisionnel 20142, le besoin de flexibilité hebdomadaire, essentiellement lié à la variabilité de l’éolien, s’accroîtra plus rapidement que le besoin de flexibilité journalier. La mutualisation entre pays européens via les interconnexions permettra de diminuer ces besoins de flexibilité, notamment grâce au foisonnement des productions d’énergies renouvelables.

11Ceci illustre concrètement le fait que de plus en plus, le système électrique sera caractérisé par des besoins de flexibilité auxquels il conviendra de répondre via des outils concrets. Il pourra s’agir de mettre en œuvre des mécanismes de marché qui permettent d’orienter vers telle ou telle solution technologique, de gérer la demande, de gérer du stockage ou encore d’avoir de la commandabilité sur les outils de production.

12Aujourd’hui, les études réalisées dans le cadre de la programmation pluriannuelle de l’énergie montrent que nous allons être davantage confrontés à des enjeux de variabilité hebdomadaire, compte tenu du mode de production éolien, qu’à des enjeux de variabilité journalière, davantage liée au photovoltaïque. Ce défi de demain doit être relevé pour pouvoir accompagner la transition énergétique de manière sûre, efficace et économique.

Les enjeux sur la sécurité d'approvisionnement

13Le graphique ci-dessous illustre les très forts échanges qui existent entre la France et l’Allemagne sur le marché de l’électricité. La courbe noire représente l’éolien en Allemagne, la courbe grise l’éolien et le photovoltaïque en Allemagne et les bâtonnets le solde des échanges commerciaux France-Allemagne. Ce graphique met en lumière l’influence des productions variables (photovoltaïque et éolienne) sur le sens des échanges.

Graphique 1 : Évolution comparée du solde des échanges sur la frontière franco-allemande et de la production éolienne et photovoltaïque en Allemagne

Graphique 1 : Évolution comparée du solde des échanges sur la frontière franco-allemande et de la production éolienne et photovoltaïque en Allemagne

Source : RTE, Bilan électrique 2014, La Défense, 2015.

14Il montre également que parmi les solutions qui permettront d’accompagner la transition énergétique figure en premier lieu le développement des interconnexions permettant de mutualiser les capacités de production européenne et de faire foisonner des gisements d’énergies renouvelables à une grande échelle. Dans ce contexte de transition énergétique, les réseaux énergétiques européens sont soumis à un cahier des charges profondément renouvelé. Ils devront permettre :

  • de piloter une complexité d’un ordre nouveau, en raison de la variabilité de certaines énergies renouvelables, mais aussi avec l’émergence de nouveaux usages, tels que les véhicules électriques ;
  • d’assurer les solidarités entre les États et les régions ;
  • d’accompagner la décentralisation.

15Pour conclure, la transition énergétique conduit à une localisation différente des sources de production. Les nouveaux sites, plus dispersés que les moyens de production « conventionnels », ne coïncident pas avec la cartographie antérieure. Les productions éolienne ou photovoltaïque sont généralement situées dans des zones éloignées des centres de consommation. Le réseau doit donc s’adapter rapidement pour être en mesure d’accueillir les nouvelles sources de production.

16Cela implique la création de nouveaux ouvrages, la modification des ouvrages existants, l’accueil au niveau local – dans le cadre de schémas régionaux – des énergies éolienne et photovoltaïque. Si jusqu’à présent le réseau électrique était construit pour répondre aux évolutions de la demande – caractérisée par une très forte thermosensibilité –, l’enjeu demain sera moins de suivre cette progression de la demande – qui devrait arriver à des niveaux de croissance différents – que d’accompagner l’insertion des nouvelles formes de production, ce qui induit un double challenge. Le premier est lié à la localisation : il s’agit d’aller sur le terrain dans des zones qui historiquement n’étaient pas desservies par le réseau de transport, ce qui rend nécessaire un travail de concertation pour pouvoir permettre l’acceptation des différents ouvrages impliqués. Le deuxième consiste à être en cohérence, en termes de dynamique, avec des modes de production qui changent significativement sur des durées relativement courtes (un an ou deux) alors que les infrastructures de réseau, du fait notamment des procédures administratives afférentes, requièrent souvent des délais très longs pour pouvoir être mises en œuvre. Par exemple, sur les grandes infrastructures de type 400 kV, les délais sont de l’ordre d’une décennie. Tel est donc le double défi à relever pour pouvoir pleinement accompagner la transition énergétique.

Notes

1 Texte issu d’une communication donnée dans le cadre de la journée d’étude La transition énergétique en France et en Allemagne : défis et transformations du marché de l’électricité, coorganisée par le CIRAC le 24 septembre 2015, NdE.

2 RTE, Bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France – Édition 2014, La Défense, [s.d.].

Table des illustrations

Titre Graphique 1 : Évolution comparée du solde des échanges sur la frontière franco-allemande et de la production éolienne et photovoltaïque en Allemagne
Légende Source : RTE, Bilan électrique 2014, La Défense, 2015.
URL http://books.openedition.org/cirac/docannexe/image/1113/img-1.jpg
Fichier image/jpeg, 121k

Auteur

Directeur Économie, Prospective et Transparence, Réseau de transport d’électricité (RTE), La Défense

Le texte et les autres éléments (illustrations, fichiers annexes importés) sont sous Licence OpenEdition Books, sauf mention contraire.

Lire

Open access

Acheter

Volume papier

decitre.framazon.fr
Rechercher dans OpenEdition Search

Vous allez être redirigé vers OpenEdition Search