Suite réponse à la question 62 Les ENR intermittentes et le mix électrique

Merci de votre réponse à la question n°62 « Les ENR intermittentes et le mix électrique ». Ci-dessous 3 questions relatives à la réponse du MO.

Dans cette réponse vous mentionnez :
« L'augmentation de la part des énergies renouvelables posera, comme vous le soulignez, des questions sur leur intégration au réseau. Le retour d'expérience international réalisé par l'Agence internationale de l'énergie (AIE) sur la base de l'expérience des pays utilisant des sources d'énergies renouvelables non pilotables montre que l'intégration des énergies renouvelables non pilotables dans le système est déjà possible au moins jusqu'à 40 % d'intégration. Au fur et à mesure que leur place dans la production totale augmente, la gestion du réseau évolue pour en tenir compte. À de hauts niveaux d'intégration, le pilotage de la demande doit être actionné, et d'autres formes de flexibilité comme le stockage.
Le bilan prévisionnel 2017 publié par RTE montre que des taux d'énergies renouvelables importants sont possibles dans le mix à l'horizon 2035 (jusqu'à 49 % dans le scénario Ampère). Dans l'ensemble des scénarios de RTE, des fermetures de centrales nucléaires sont possibles en parallèle de la montée en puissance des capacités renouvelables tout en continuant d'assurer sa sécurité d'approvisionnement. »
A ma connaissance la seule étude publiée de stabilité sur le réseau en cas de grande quantité de renouvelable intermittent à avoir une puissance statistique performante portant sur un nombre important d'années en référencé et sur une zone géographique étendue est celle de Vera Silva et al portant sur la plaque européenne 37 pays (étude en anglais Technical and economic analysis of the european electric system with 60%RES, étude qui mériterait d'être sur le site de la CNDP.
Voir aussi le nota 1 qui explique les 2 types de problèmes liés au ENR sur le réseau.
Aucune autre étude publiée n'a étudié la stabilité instantanée du réseau (temps inférieur à la seconde).

Question 1 : Pouvez-vous donner les références de l'étude de l'AIE que vous mentionnez ?

Vous mentionnez le bilan prévisionnel RTE. A ma connaissance RTE n'a publié aucune étude portant sur ce problème de stabilité instantanée.

Question 2 : Pouvez-vous dans le cas contraire me donner des références ? Par ailleurs l'Union Européenne vient de financer à hauteur de 20M€ portant sur ce sujet (http://www.powerengineeringint.com/articles/2018/03/consortium-secures-e...). Le MO part-il du principe que l'on trouvera une solution à ces problèmes (s'il n'y avait pas de problèmes, pourquoi l'UE financerait par 20M€ une telle étude ?) alors que le sujet en est encore au stade théorique et que la participation importante de l'Irlande confrontée au problème montre bien (un pays comme le Danemark ne saurait être pris comme exemple vu sa taille et sa dépendance à l'Allemagne Suède et Norvège) ?

Nota 1. Le problème de l'équilibre instantané du réseau, qui peut être mis en cause à n'importe quel moment de l'année et paradoxalement l'été en particulier, quand la consommation est très faible. Là, la question est d'une grande complexité car il faut faire appel à une modélisation physique très complexe du système électrique dans son ensemble (réseau, moyens de production, charges des consommations). Ce que très peu d'organismes sont capables de faire dans le monde : en principe les gestionnaires de réseaux de transport des grands pays (RTE en France, mais il ne l'a pas fait...), l'ENTSO-E en Europe, etc. Quelques études sérieuses ont également été faites aux Etats-Unis, entre gestionnaires de réseaux et universités. Mais elles sont rares. En fait, l'étude de loin la plus aboutie est celle publiée en 2015 par EDF R&D mentionnée ci dessus. Elle a mobilisé entre 4 et 5 ingénieurs-chercheurs à temps plein pendant 5 ans, auxquels il faut ajouter une dizaine de spécialistes de divers domaines qui ont apporté des contributions à temps partiel. C'est dire que c'est une étude très lourde, que peu de labos ont les moyens d'entreprendre dans le monde. EDF y a mis ces moyens pour anticiper le rôle d'un parc nucléaire dans l'Europe de 2030 et au-delà.
Par contre, ce qui semble scandaleux est l'attitude de l'ADEME, qui s'obstine à promouvoir son « 100 % renouvelable en 2050 », alors même qu'elle reconnait par ailleurs qu'elle n'a pas fait d'étude de la stabilité instantanée du réseau (et pour cause : elle n'en a ni les compétences, ni les moyens). Or, ce n'est évidemment pas une condition accessoire, c'est une condition sine qua non de validation de tout scénario : sans cette validation, aucun scénario n'a de validité réelle.
2) Le problème d'une absence quasi-totale de production EnRi, qui peut se produire en cas d'anticyclone polaire stagnant sur la France et en général une grande partie de l'Europe, le plus souvent lorsque la consommation hivernale est maximale car il fait alors très froid. Là, la question est très simple et relève de l'arithmétique élémentaire : il suffit d'additionner les puissances garanties des autres moyens de production (ceux qui sont pilotables), d'y ajouter les déstockages et les importations possibles et de comparer à la consommation de pointe diminuée des effacements possibles. Et de voir si la marge est positive ou négative... C'est à la portée de n'importe qui, mais RTE distord la question avec une estimation probabiliste de 10 % de la puissance éolienne installée (qui n'offre aucune garantie : RTE joue l'approvisionnement du pays aux dés !) là où ses quatre homologues allemands utilisent une démarche déterministe en retenant 1 % de la puissance éolienne installée, y compris pour l'éolien en mer, cette valeur étant validée par leur expérience, bien supérieure à la nôtre.

Question 3 : Comment RTE explique cette position ?