Gérer l'intermittence

Le gestionnaire de réseau européen ENTSOE avertit que la France connaitra à court terme des impossibilités de satisfaire totalement la demande, (Loss Of Load Expected) capacités d’importation comprises (Mid-Term Adequacy Forecast 2017)
Cette situation étant décrite critique lors des pics de consommation hivernaux de 19h, pour lesquels le solaire sera inopérant et pour lesquels l’ENTSOE attire l’attention sur la dangereuse combinaison, en France, d’un faible taux de charge éolien avec de basses températures.
L’ENTSOE alerte également sur la vétusté des installations notamment dans les pays Baltes et dont la fermeture coïncidera localement avec l’augmentation de la consommation ainsi que sur l’insuffisance des investissements en Pologne.
L’ENTSOE prévoit enfin que la Belgique aura besoin de ses voisins pour son approvisionnement.
La récente alerte de l’ENTSOE concernant l’équilibre de TOUT le réseau européen en raison de l'instabilité de la Serbie et du Kosovo montre les limites des solutions que les interconnexions sont susceptibles de proposer. Leur ouverture toujours plus lointaine, notamment sur l’Ukraine conforte cette inquiétude.

D’autre part, la France ne semble pas avoir compris que la fermeture de 3 MW de charbon n’a été permise que par les 3 MW d’économie provenant du remplacement d’Eurodif par l’usine G.Besse 2, qui ne consomme que 60MW au lieu de la production des 3 réacteurs du Tricastin qui étaient affectés à Eurodif.

Pas plus qu’en Allemagne où 100 000 MW intermittents n’ont toujours pas remplacé le moindre MW pilotable, nous ne pourrons compter sur les caprices de la météo pour remplacer le moindre réacteur.
Fermer d’avantage de moyens pilotables semble compromettre la sécurité d'approvisionnement national.

Si l’effacement de consommation peut toutefois permettre une réelle économie de moyens pilotables lors des pointes, le remplacement de ceux-ci par des moyens intermittents semble utopique en l’état actuel des avancées technologiques sur le stockage.

Le PV en hiver produit 4 fois moins qu'en été et surtout sa production est nulle à 16 h 30.
L'éolien ne produit pratiquement rien en période d'anticyclone centré sur la mer du nord et la Scandinavie contrairement à sa production élevée dans les cas plus rares où l'anticyclone est centré sur la Sibérie. Nous avons pu le voir cet hiver.
Les interconnexions sont utiles quand les pays voisins ont des excédents comme l'Allemagne en ce moment. Or le programme Allemand va arrêter 22 GW de puissance mobilisable d'ici 2022. Ce qui signifie qu'ils ne pourront plus exporter. L'Italie et la Grande Bretagne sont structurellement déficitaires. La Suisse est déficitaire l'hiver et la Belgique a prévu d'arrêter tout son électronucléaire (50 % de sa production) en 2025.
Et le parc électrique Français n'a plus de disponibilités. Il pourra, après l'arrêt définitif des 3 GW de charbon, produire au maximum 85 GW avec ses outils mobilisables.
Il serait bon que RTE produise ses études et les soumette à l'examen de spécialistes en système électrique.

La variabilité des ENR exige un certain nombre de mesures à savoir: le stockage et la restitution de l'énergie. Ce stockage/restitution peut se faire sous forme de batteries électriques, de STEP (relève d'eau dans les barrages puis turbinage comme le fait déjà EDF avec ses réacteurs nucléaires en relève la nuit et le turbinage au matin (vu que les réacteurs nucléaires sont peu modulables et ont un délai de marche/arrêt très important)). Le stockage/restitution peut se faire par méthanation, c'est à dire électrolyse de l'eau, combinaison de l'hydrogène avec du CO2 et stockage sous forme de méthane propre qu'on peut donc brûler pour le chauffage. Bien sûr les rendements de ces techniques ne sont pas merveilleux, mais ils permettent de palier à la variabilité des ENR. En France, nous avons la chance de disposer de 3 régimes de vent et il est très rare que tout le pays soit dans l'accalmie totale. Il est intéressant d'utiliser le réseau national ou européen pour déverser sa production ou bien puiser sa consommation; noter aussi que le grand froid ressenti et provoquant une pointe de chauffage électrique signifie que le vent est présent et que des éoliennes produisent alors au bon moment. Même chose en cas de canicule, cette fois le PV produit au bon moment pour alimenter les climatiseurs. Enfin maîtriser l'énergie signifie d'abord être sobre et donc de faire tous les efforts possibles pour limiter sa consommation (exemples; isoler fortement les habitations, préférer les transports en commun ou le vélo aux voitures individuelles même électriques, limiter ces transports de personnes en réduisant les trajets domicile travail, limiter l'usage des robots de toutes sortes qui sont forcément énergivores, ...)

La réponse de la maîtrise d'ouvrage fait mention du retour d'expérience de l'Agence Internationale de l'Energie indiquant une gestion "possible" jusqu'à 40% d'intégration.
-Est-il possible de connaître la référence exacte du retour d'expérience de l'AIE?
Les quelques réseaux électriques ayant dépassé 30% d'intermittents montrent des résultats plutôt erratiques:
-Au Danemark , tout se passe plutôt bien car le pays gère l'intermittence en se reposant sur des échanges avec les réseaux voisins bien plus puissants que le sien.
-En Allemagne, le parc de production est largement surdimensionné , y compris en centrales à combustibles fossiles. Cela est certes une solution , mais pas à la portée de toutes les bourses et les factures des consommateurs s'envolent.
-En Australie du Sud, après des coupures peu appréciées , la solution trouvée par le Gouvernement a amené le prix de l'électricité à un record mondial et lui a fait perdre les élections qu'il avait présentées comme un référendum pour sa politique énergétique.

@ M. Nifenecker :
Bonjour,
Pour que le maître d'ouvrage soit bien notifié de votre demande de complément de réponse, nous vous invitons à la poster via le formulaire dédié aux questions-réponses : https://ppe.debatpublic.fr/posez-question

Je me permets de faire remarquer au maître d'ouvrage que, même avec un réseau électrique très développé en Europe, le foisonnement géographique intervient peu car il n’y a que deux régimes de vent, océanique et méditerranéen, séparés par des massifs montagneux (Alpes et Pyrénées) qui rendent les échanges difficiles et extrêmement coûteux (le coût de la future liaison électrique France _ Espagne par le golfe de Gascogne est estimé à 1,75 Md€ et ce projet posera également de très gros problèmes environnementaux qui font douter de sa faisabilité).

Le maître d’ouvrage déclare que « l’éolien varie en moyenne assez peu d’une heure à l’autre et donc affecte relativement peu les prévisions qui doivent être faites pour les moyens de production qui seront utilisés pour compléter la production ». Cette affirmation n’est-elle pas contredite par le retour d’expérience de l’état d’Australie du sud qui a connu 4 coupures d’électricité géantes au cours de l’été austral 2016-2017 (28/09/2016, 1/12/2016, 27/12/2016 et 20/01/2017), à la suite d’orages violents qui ont entrainé l’arrêt brutal des éoliennes ?

Tout comme, quand la France a choisi le tout nucléaire, il a fallu gérer l'intermittence de la consommation (et on y est arrivé, malheureusement en se rendant dépendants d'un bâti mal isolé et chauffé par des grille-pains), il va nous falloir un jour ou l'autre (et donc le plus tôt sera le mieux) gérer l'intermittence de la production renouvelable. Et on y arrivera aussi, et pour commencer en ayant un bâti qui ne nécessite pas de chauffage, à plus forte raison électrique.

Le problème n'est pas de remplacer le nucléaire par autre chose, il est de diviser, au moins par quatre dans un premier temps, notre consommation énergétique (et pas seulement électrique). Et de réduire drastiquement notre dépendance à une énergie immédiatement disponible.