Question n°592
Stockage de l'électricité
, leComment pensez-vous assurer l'approvisionnement des Français en énergie électrique avec plus d'EnR déjà largement financées par le consommateur via la CSPE ?
Voici une illustration des besoins approximatifs de stockage lors de 2 journées ''banales'' de 2018.
Lundi 18 juin, Énergie consommée de 21h à 6h : 400 GWh, puissance absorbée 38 à 43 GW dont 2 à 3 Éolien et 0 à 4 Solaire, puissance complémentaire à mettre en service pour le stockage 30 GW pendant 14h
Jeudi 15 mars, Consommation : 700 GWh, puissance de 55 à 64 GW dont 3 à 5 Éolien et 0 à 2 Solaire, puissance supplémentaire utile 50 GW.
Un stockage centralisé en batterie maximum a été réalisé récemment en Australie avec un ''Powerpacks'' de 130 MWh et de 100 MW de puissance instantanée pour un coût de 300 M€ soit 3000 € le KWh ! ! Quel investissement !
Le 15 mars, 7000 unités de ce type auraient été nécessaires pour provisionner la nuitée (2100 Mds d'€ !).
Pendant la nuitée, l'hydraulique, dont les installations sont limitées pour des questions d'environnement, participait au système avec 120 GWh et l'export pouvait être supprimé pour 50 GWh (au diable le déficit extérieur et l'entraide Européenne).
Il restait donc nécessaire de fournir 300 GWh soit 3000 unités à installer pour la modique somme de 900 Mds d'€ ! Qui dit mieux ? (L'EPR, fait figure d'aumône !).
La production d'électricité intermittente nécessite des investissements colossaux pour stocker ou construire des installations de compensation (1 unité de puissance émettrice de gaz carbonique par unité EnR).
La fermeture de Fessenheim pour des raisons bassement électorales et les suivantes pour des raisons aussi basses de politique doivent être présentées aux français sous l'angle des nécessités et des coûts futurs.
La priorité de la PPE doit être focalisée sur la décarbonation des utilisations. L'électricité en est une voie (tiens, il en faut encore plus !) pour les futurs transports.
Le nucléaire sûr, rentable, créateur d'emplois doit être mené à son terme industriel pour toutes les installations existantes (comme le montre le Rapport Énergies 2050 de Jacques Percebois et de Claude Mandil) et doit faire l'objet d'un programme comme lors des chocs pétroliers de 1973 et 1979. Nous sommes en face d'un choc environnemental mondial et pas seulement national pour limiter le réchauffement de la planète.
Nous vous remercions pour votre contribution. L’évolution du mix électrique est une question structurante pour la Programmation pluriannuelle de l’énergie.
La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) d’août 2015 a fixé des objectifs de réduction de 40 % des émissions de gaz à effet de serre en 2030 par rapport à 1990, de 40 % de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables d’ici 2030, et de 50 % à partir d’énergie nucléaire d’ici 2025.
La Programmation pluriannuelle de l’énergie définit les priorités du Gouvernement pour le système énergétique pour atteindre les objectifs fixés par cette loi.
Le fait que l’essentiel de la production d’électricité provienne de centrales nucléaires et des énergies renouvelables (notamment hydraulique) contribue à placer la France parmi les plus faibles émetteurs de gaz à effet de serre (GES) pour la production d’électricité. Toutefois, si l’énergie nucléaire est d’un point de vue des émissions de gaz à effet de serre un atout, sa forte proportion est également susceptible de dégrader la robustesse du système électrique. Ainsi que l'a rappelé à plusieurs reprises l'Autorité de Sûreté Nucléaire, il est en effet important de disposer de marges suffisantes dans le système électrique pour faire face à l’éventualité de suspendre simultanément le fonctionnement de plusieurs réacteurs qui présenteraient un défaut générique grave. Un exemple de tel défaut générique est l’anomalie de concentration en carbone de l’acier qui a affecté les générateurs de vapeur de douze réacteurs à l'hiver 2016. Le développement des énergies renouvelables doit ainsi être apprécié au regard de la diversification du système électrique.
Dans la communication du Conseil des Ministres du 7 novembre 2017, le Gouvernement a rappelé « son attachement à la diversification du mix électrique, qui se traduit par le double objectif d’une baisse à 50 % de la part du nucléaire dans la production d’électricité et d’une forte croissance des énergies renouvelables dont le potentiel économique est désormais démontré ». Le gouvernement a également affirmé sa volonté de ne pas augmenter les émissions de gaz à effet de serre du secteur de production d’électricité.
Le Gouvernement a pris acte des études menées par RTE qui montrent que la réduction de la part du nucléaire à 50 % à l’échéance de 2025 soulève d’importantes difficultés de mise en œuvre au regard de nos engagements en matière climatique. Malgré le développement volontariste des énergies renouvelables entrepris par le Gouvernement, la France serait contrainte de construire jusqu’à une vingtaine de nouvelles centrales à gaz dans les sept prochaines années pour assurer la sécurité d’approvisionnement lors des pointes de consommation, conduisant à une augmentation forte et durable de nos émissions de gaz à effet de serre.
Le Gouvernement a ainsi souhaité qu’une nouvelle trajectoire soit établie dans le cadre de la révision de la PPE. L'objectif du gouvernement reste d'assurer dès que possible l'atteinte de l'objectif de réduire à 50 % la part d'électricité d'origine nucléaire. Il est important de préciser qu’il s’agit de réduire la place de la production du nucléaire dans le mix électrique à 50% et non de fermer 50% des centrales.
Au-delà de la centrale nucléaire de Fessenheim, dont le Gouvernement confirme la fermeture lors de la mise en service de l’EPR de Flamanville, la PPE fixera les orientations en matière de réduction du parc nucléaire existant, en intégrant l’incertitude sur les avis futurs de l’Autorité de sûreté nucléaire, autorité indépendante, concernant la prolongation de la durée d’exploitation des réacteurs au-delà de leur quatrième visite décennale. La Programmation pluriannuelle de l’énergie définira également les modalités du maintien du recyclage du combustible nucléaire.
Le gouvernement sera à l’écoute des retours du public, notamment sur les variantes des scénarios « Volt » et « Ampère » proposés par RTE permettant d’assurer qu’aucune nouvelle centrale thermique à combustibles fossiles ne soit construite et que les émissions de gaz à effet de serre de la production électrique française n’augmentent pas.
Il est vrai que les énergies renouvelables développées à grande échelle nécessitent une adaptation des réseaux et une évolution des modes de gestion du système en nécessitant plus de flexibilité. Le Bilan Prévisionnel de RTE publié en 2017, qui couvre les années 2018 à 2035, montre qu’il est possible d’intégrer une part importante d’énergies renouvelables à cet horizon, jusqu’à 49 % dans le scénario Ampère, sans impact majeur sur le système électrique. L’Agence internationale de l’énergie considère que les besoins d’évolution du réseau, à partir de 45 % d’énergies non pilotables, augmentent les coûts de réseau d’un ordre de grandeur compris entre 12 % et 40 % des coûts de production.
À de hauts niveaux d’intégration, le pilotage de la demande doit être actionné avec notamment des « compteurs intelligents », et d’autres formes de flexibilité comme le stockage. Certaines technologies de stockage d’électricité gagnent rapidement en maturité. Le stockage d’électricité à grande échelle est en train de devenir une réalité technologique. Il permet d’équilibrer la production et la consommation en stockant de l’électricité lorsque la consommation est faible et à l’inverse, lors d’une consommation plus forte, il rend de l’électricité au réseau. Le développement du stockage d’électricité devrait aider à gérer un réseau comportant davantage d’énergies renouvelables dont la production dépend des conditions de climat (vent, ensoleillement…).
Le développement du stockage d’électricité pourrait également contribuer à :
- mieux utiliser les capacités de production en diminuant la pointe de consommation ;
- développer l’autoconsommation voire de l’autonomie énergétique de sites isolés ;
- baisser les besoins de renforcement des réseaux de distribution et de transport d’électricité et donc à faire des économies de réseau.
Les moyens de stockage décentralisés présentent encore un coût d’investissement élevé qui ne permet pas leur rentabilité en métropole continentale. Le coût des batteries baisse rapidement en même temps que le développement des énergies non pilotables.