Stabilité du réseau électrique

Nous vous remercions de votre contribution qui nourrit notre réflexion pour l’élaboration de la Programmation pluriannuelle de l’énergie.

Les enjeux des différentes solutions de production d'électricité en matière de sécurité d'approvisionnement sont  multiples :

• D’une part, la baisse de la part du nucléaire dans le mix électrique permet de réduire le risque lié à l’utilisation dominante d’une seule technologie ;
• D’autre part, comme vous l’évoquez dans votre question, l’intermittence des énergies renouvelables peut être un élément de fragilisation de la sécurité d'approvisionnement. La question de l'équilibre entre offre et demande se pose en effet en raison du décalage entre les pics de consommation et les pics de production renouvelable, ce qui soulève également la question du développement des solutions de stockage, dont l’hydrogène fait partie au même titre que d’autres solutions de stockage comme les batteries ou les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP).

Le mix électrique doit ainsi être pensé en termes de complémentarité entre l’ensemble des moyens de production et des moyens de flexibilité.

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 doivent être développées. 

Certains pays vont d’ores et déjà au-delà de cette limite de 40%. Par exemple, depuis mai 2018, Eirgrid, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité irlandais, a repoussé sa limite de pénétration des ENR à 65 % (contre 50% auparavant). L’Irlande a pour objectif d’atteindre 70 % en 2019 et 75 % en 2020.

 L’hydrogène, lorsqu’il est produit par électrolyse, est à long terme une solution structurante pour l'intégration des énergies renouvelables au système électrique : il est actuellement le moyen de stockage massif inter-saisonnier des énergies renouvelables électriques intermittentes le plus prometteur. En l'état actuel des technologies, c’est même la seule façon de stocker de l'électricité sur de très longues périodes.

 La conversion d'électricité d’origine renouvelable en gaz (power-to-gas) est généralement évoquée dans des situations où la production d'électricité renouvelable serait excédentaire par rapport à la consommation, afin de permettre une valorisation de l'électricité produite en surplus. Ces situations ne sont pas envisagées en France à grande échelle avant 2035 selon le scénario énergétique considéré.

 Le gaz ainsi obtenu peut être utilisé directement ou injecté dans les réseaux de gaz existants. S’il paraît possible d’injecter de petites quantités d’hydrogène directement dans les réseaux gaz, au-delà d’un certain pourcentage injecté – qu’il conviendra de déterminer précisément – des questions de compatibilité techniques et/ou de sécurité se posent pour les réseaux. L'avantage des architectures « power-to-gas » réside à la fois dans la synergie créée entre les réseaux d'électricité et de gaz, et dans les multiples usages de l'hydrogène et du méthane de synthèse.

 En matière de power-to-gas, il existe aujourd'hui deux démonstrateurs de ce type en France :

-           L’un visant à tester le « power-to-gas » sur le réseau de distribution : il s’agit du projet GRHYD à Dunkerque ;

-          L’autre vise à tester le « power-to-gas » sur le réseau de transport : il s’agit du projet JUPITER 1000 à Fos-sur-Mer.

 L'objectif serait d'arriver à progressivement changer d'échelle à travers de nouveaux démonstrateurs de puissance supérieure au MW installé.