Thread by @Thomas_Auriel

[Thread] Donc un thread sur le rapport de RTE/IEA.

Je vais le faire au fur et à mesure de ma lecture. Il reflétera ma compréhension du rapport et les mettra en avant les éléments que je trouve intéressant

Attention, je ne suis pas un expert du domaine, la critique est bienvenue

https://twitter.com/Thomas_Auriel/status/1354499337380900864

Pour la lecture de la synthèse voir ce thread

https://twitter.com/AStrochnis/status/1354466215092248584

Vous trouverez le rapport ici : iea.org/reports/condit…

Je vais publier au fur et à mesure. Ne vous attendez pas à un truc très construit qui arrive en un bloc.

Le résumé rappelle ce qui a été dit dans la note de synthèse :

– C’est bien une commande du ministère de la transition écologie. (Madame Borne à l’époque)

– On cherche à connaitre la faisabilité de différents scénarios se basant sur des parts plus ou moins importantes de renouvelable. Le tout dans le cadre de la SNBC (les besoins en énergie de la société française en 2050 sont pris de la SNBC ou sont-ils réévaluer ? Je pense que

c’est le premier cas, mais la suite nous le dira).
– Les scénarios étudient une part importante de solaire ou d’éolien terrestre ou d’éolien maritime.
– Le rapport étudie la possibilité de l’aide apporté par les technologies futures (stockage, flexibilité, couplage sectoriel).

– Le rapport veut répondre aux questions de stabilité dans un contexte de diminution de l’inertie réseau (on y reviendra),
– Il faudra des études supplémentaires pour répondre à toutes les questions économiques, sociétales et écologiques.

P.11
Rappel du contexte du réseau électrique français. Les centrales nucléaire ne sont pas éternelles. Il faudra les remplacer. La question est donc : est-il possible de remplacer le nucléaire et les fossiles restants par du de l'électricité renouvelable.

Ça rappelle cette très bonne émission de @cliquetv de lundi que je recommande :

https://twitter.com/cliquetv/status/1353794772637536256

P.11
Le rapport a identifié 4 conditions techniques qu'il faut respecter pour avoir un réseau 100% EnR suivant la SNBC :
1. La stabilité du système est des systèmes à forte pénétration de renouvelable est possible d'après la littérature scientifique. Elle présente

des difficultés surtout avec le solaire.
2. Le suivi de charge est possible avec des EnR s’il y a des sources de flexibilité (modulation de la demande, stockage, générateur de pointe et réseau électrique bien développé). Il faut étudier leur maturité.

3. La taille et le principe de la réserve opérationnelle (la capacité à absorber une augmentation ou diminution de la demande très rapidement) doivent être revus et les méthodes de prédictions des EnR intermittents améliorées.

4. Le réseau doit être développé de façon important à partir de 2030 (distribution et transmission). Cela demande un engagement du public (acceptation) sur le long terme et une évaluation des couts.

Les couts ne sont pas étudiés ici, mais l'étude insiste sur le fait qu'ils peuvent être importants.

p.12

La SNBC est une stratégie se basant sur une meilleure efficacité énergétique, un plus important usage de la biomasse et l'utilisation du vecteur électrique de façon plus importante.

Elle ne dit pas quelle électricité utiliser. Elle n'utilise pas la possibilité des énergies fossiles associée à la capture de carbone. Seul le nucléaire et les renouvelables sont donc possibles.

p.13
Rappel des bons chiffres des émissions de CO2 de la France pour le secteur électrique (35gCO2/kWh). Cet avantage est porté par l’utilisation de nucléaire et d’hydroélectrique.

Toutefois, la question du remplacement du parc nucléaire se pose. Pour :

1/rééquilibrer le mix (c’est le discours politique que l’on entend habituellement)

2/ il faut développer une stratégie industrielle dès maintenant pour être prêt au moment où il faudra remplacer les réacteurs nucléaires soit par de nouveau (et des EnR) soit par des EnR seules. Si c’est la seconde option, alors la part de renouvelable montera à 100 % en 2060.

Les seuls systèmes 100% EnR aujourd'hui sont de petits réseaux électriques. Pour de grands réseaux, il est attendu de se retrouver devant de nouvelles difficultés. Il est donc important d'étudier la possibilité du 100% EnR et sous quelles conditions.

p.17
Aujourd’hui, l’inertie du réseau électrique se base sur des rotors en rotation et systèmes de court-circuit. Il est possible de les utiliser pour stabiliser le réseau automatiquement par :
1. Libérant de l’énergie cinétique sous forme électrique dans le réseau

2. Produisant une courbe de tension à la bonne fréquence (50 Hz)

Les technologies actuelles des générateurs non synchrones ne couvrent pas ces deux fonctions et n’assurent pas la stabilité du réseau. Les panneaux solaires et éoliens ne sont pas des machines tournantes classiques

et sont connectés au réseau par des convertisseurs.

Des technologies plus ou moins matures pour reproduire ces fonctions ont été identifiées. Il faudra déployer ces technologies de réponse rapide à la fréquence (« fast frequency response ») et d’inertie virtuelle

(synthetic/virtual inertia). De telles solutions existent déjà au Québec et en Ireland. Mais elles ont un effet limité si la part de renouvelable est supérieure à 60-80 %. Il faut donc des solutions supplémentaires.

p.18

L'utilisation de condensateur synchrone est une possibilité (technologie avec un bon REX et déjà utilisée sur les réseaux comme en France dans certains endroits). Bien que ces solutions ont prouvé leur efficacité sur des usages limités, une généralisation demande une

évaluation.

Une autre solution est l'utilisation de convertir s'ajustant à la fréquence du réseau électrique. Cette solution marche de façon efficace sur de petits réseaux, mais pas encore à de larges échelles. Des tests à plus grandes échelles sont nécessaires.

(Quand je vous dis qu'il ne faut jamais faire l'impasse sur l'intégration des systèmes ...)

Ce point est particulièrement délicat pour un réseau se basant sur des panneaux solaires.

1. Il existe un consensus scientifique de la faisabilité de stabiliser un réseau électriquesans générateur conventionnels.
2. Les solutions techniques ne sont pas encore disponible commercialement.
3. Il est nécessaire de continuer la R&D sur le sujet.

p.19
L'augmentation de la part de EnR dans le mix français se basera principalement sur le solaire et l'éolien (l'hydro étant déjà son plein potentiel, et la biomasse étant limitée)

Solaire et éolien sont complémentaires sur le plan saisonnier, mais pas sur des échelles de temps plus courtes. Il faut donc pallier à cette variabilité. RTE a montré que, jusqu'en 2035, il est possible de développer sans trop de problèmes ces énergies en se

basant sur de la flexibilité limitée et de la planification de génération. Au-delà, la flexibilité devra devenir plus importante.

p.20

Pour répondre au mieux à la demande, il est possible de

1. se baser sur des générateurs de pointe (centrales pilotables) utilisant de la biomasse ou de l'hydrogène.

2. Utiliser des batteries à grande échelle pour de variation sur la journée, de l'hydroélectrique pour des variations sur la semaine ou de la production de carburant (P2G) pour des variations sur la saison ou sur l'année.
3. Une grande quantité d'effacement sur la demande

4. Renforcer le réseau en le développant pour répondre aux fluctuations de demande locale.

Le développement de nouveaux usages pourra permettre d'augmenter la flexibilité sur la demande (voiture électrique, hydrogène, génération de chaleur et chauffage des batiments). Mais cela demande de définir la bonne interface/politique d'usage.

Toutes ces solutions ont un cout. Malheureusement ce rapport ne répond pas à cette question. Il faudra attendre le prochain rapport de RTE sur le sujet.L
Le LCOE (€/MWh) n'est pas un bon indicateur du cout des renouvelables. Il faut prendre l'ensemble des couts.

Les implications de ces scénarios en terme industriels seront également à étudier. Cela inclut la capacité de produire des batteries, les solutions numériques de smart grid, le P2G (et son stockage). Il est important d'évaluer la maturité des technologies.

L'impacte environnemental est aussi à évaluer (transformation des milieux (land-use) et la demande en matériaux critiques). Tout comme les implications sociales (notamment la flexibilité de la demande).

Au passage : dire que c'est possible est une chose, dire quel est l'impact environnemental, social et financier en est une autre. C'est la base du développement durable. Donc ce rapport *seul* ne dit pas si c'est une solution qui s'inscrit dans ce cadre.

p.22

La réserve opérationnelle est utilisée pour pallier les défaillances du réseau et les aléas. Dans le cadre d'une grande intégration des énergies renouvelables, il faudra revoir cette réserve.

Avec le réseau actuel, la réserve est bien distribuée sur le territoire et suffisante. Ce qui permet de la dimensionner, actuellement, est le risque de déconnexion brutale (voir ce qu'il s'est passé le 8 janvier 2021). Mais l'augmentation de la part d'EnR (vent et solaire)

rendra la production plus imprévisible. Ce point est particulièrement sensible pour le PV du fait de la non-possibilité de suivre en temps réel leur production

(pas de mesure ni de transmission de data. La transparence c'est pour les autres. Quand les mauvaises pratique de ton secteur plombe le développement futur ...)

Il est donc important à l'avenir d'augmenter le suivi en temps réel de la production et d'imposer le partage de data.

De nouvelles technologies seront également nécessaire pour augmenter le suivi de la production. Utiliser les renouvelables comme réserver opérationnel ne semble pas être efficace pour du 100% EnR

Pour les solutions de stockage, générateur en pointe, flexibilité et recharge de véhicule sont envisageables, mais demandent à être étudiées de prêt.

p.24

Le réseau devra être adapté à la nouvelle géométrie des sources d'énergie. Surtout au-delà de 2030.

Le réseau 400kV et 225kV sont bien adaptés. Ils ont été construit pour les centrales nucléaires mais pourront être utilisés tel quel.

Développer les interconnexions sera encore plus nécessaire !

Encore une fois le cout et l'acceptabilité sont à étudier.

C'était l'executive summary. On attaque le corps du rapport maintenant :)

Le potentiel d'énergie primaire bas carbone disponible en France.

La consommation d'énergie va changer radicalement en 2050 suivant la SNBC du fait de la disparition des carburants liquides.

(Le P2G utilisé pour la propulsion est considéré comme un carburant liquide et non pas de l'électricité).

Le potentiel de biomasse ne peut pas être utilisé intégralement car il fait parti de la SNBC pour réduire les émissions. Il augmentera toutefois de 250% en 2050 par rapport à 2015.

La demande devrai augmenter du fait de l'augmentation des usages de l'électricité et de l'augmentation du PIB.

Augmentation limitée elle-même par l'augmentation de l’efficacité et la sobriété.

On était plus sur 546 TWh en 2015 ...

A l'échelle mondiale, la SNCB suit les autres scénarios

L'@IEA note toutefois que une différence notable

La demande en électricité devrai augmenter d'ici 2050 (similaire aux projection des autres pays européens)

L'augmentation de l'efficacité énergétique, le "smart use" de l'électricité sont nécessaire pour la SNBC

La demande sur une journée typique est difficile à l'horizon 2060. Cela a un impact fort sur le réseau

Plusieurs sources d'énergies sont exploitable, mais le rapport se concentre sur seulement quelques unes.

Par exemple l'hydroelectricité est laissée de côté (il faudrait de nouveaux site ou améliorer l'existant). La biomasse n'a pas non plus la priorité

La capacité du solaire et l'éolien seul sont largement suffisant

(capacité possible si on couvre littéralement la France d'éolienne et de panneaux solaires)

Si on veut remplacer les réacteurs nucléaire, il va falloir installer beaucoup de renouvelables.

50GW onshore
30GW offshore
100GW de solaire

minimum

Il y a trois types de scenarios :
- le merite order pilote la production. Il faut alors s'attendre à beaucoup d'éoliennes à terre.
- Pour réduire leur impact un autre scénario propose de tabler sur les éoliennes en mer

- Enfin pour avoir une énergie diffuse sur tout le territoire, il y a un scenario PV.

A noter que l'@IEA ne considére pas le SNBC comme farfelu.

Le scénario soutenable de l'IEA est très volontariste !

La partie sur l'intégration réseau. Si théoriquement le 100%EnR est faisable, il faut tout de même plus de travail de R&D en ce sens.

RTE fait un bon travail pour pouvoir anticiper ces problèmes le plus en amont possible.

Une revue de l'ensemble des solutions pour avoir de la flexibilité sur le réseau (s'adapter à la charge et toujours maintenir la bonne fréquence sans toucher à la production).

La plus part n'existe pas encore en France ou bien qu'à des échelles locales.

Aujourd'hui l’ajustement de la fréquence se fait principalement avec les centrales thermique (et leur rotor tournant). Cela ne sera plus possible à l'avenir.

Garder une partie de ces capacités (ou les remplacer par de nouvelles) pourrait être intéressant pour la stabilité.

Il faudra alors passer aux biofuels pour être en accords avec la SNBC

C'est ce qu'on appelle le Power-to-gas-to-power (P2G2P).

Il est envisagé dans de nombreux scenarios et pourrai être utilisé en France en backup.

Cela demande tout de même un rétrofit de l'existant et d'améliorer les futures centrales thermiques pour s'adapter aux nouvelles conditions du marché (moins d'heure à tourner, il faut que les bénéfices soient réalisés sur une courte période de temps)

Par exemple une solution pour que les centrales soient disponibles sur un laps de temps pour cours est d'accélérer leur démarrage.

Plus de détail là pour les curieux : assets.siemens-energy.com/siemens/assets…

Je n'ai pas bien compris ce mécanisme.
Quelques détails sur une expérimentation ici (p. 21) caiso.com/documents/2017…

le biogaz pourrait être utilisé comme énergie de pointe. Pour augmenter leur production, plutôt que de l’utiliser en base, il serait bon de l’utiliser en pointe. Il n’est pas possible d’augmenter la quantité totale d’énergie à partir de la biomasse du fait de la SNBC.

Par contre, il ne faut pas que cette énergie soit issue de cogénération (sinon, cela doit rester en base). Il faut adapter les solutions de stockage actuel. Il faut changer le mécanisme de rémunération de ces centrales au biogaz (n’est pas étudié dans ce rapport).

Des gains de flexibilité sont aussi possibles en jouant sur la demande. La SNBC cherche à réduire les pics de consommations (petite note : il n’y a pas que le pic de 18 h en hiver qui peut être problématique. Fin de la note).

Il est possible de jouer sur la demande de façon implicite (un prix sert de signal pour ajuster sa demande) et aussi de façon explicite (mécanisme d’effacement ou

une demande de meilleure distribution de « charge ajustable » [c’est-à-dire tout ce qui peut servir de charge sur le réseau comme des batteries, si j’ai bien tout compris]).

Exemple d'expérimentation pour un signal implicite en Californie.

plus de détail : cpuc.ca.gov/general.aspx?i…

En France on appelle ça le tarif « heure creuse — heure pleine ». Il existe d’autres offres qui sont entrain d’émerger.

À noter que @rte_france fait régulièrement des appels d'offres pour augmenter les capacités d'effacement. Et qu'il existe aussi un mécanisme pour demander aux citoyens de baisser leur consommation (on a vu tout cela à l'oeuvre le 8 janvier).

Les nouveaux usages de l'énergie et l'augmentation de l'efficacité énergétique pourrai permettre aussi d'augmenter l'efficacité.

le stockage en batterie est vu comme un point clé du futur réseau
- Stockage
- Palier les fortes demande
- Distribuer la charge et l'énergie sur le réseau

Ca demande toutefois une refonte de la réglementation si on veut en tirer le maximum de potentiel économique.

Pour avoir un système efficace du point de vue cout (qui n’est pas étudié dans ce rapport, donc à confirmer, j’imagine), il faudra plusieurs types de systèmes de batteries.

Préparez de la place chez vous pour une battery pack dans votre appartement («behind-the-meter batteries»)

La batteries ne seront pas suffisantes pour le stockage à long terme. Il faudra aussi compter sur le P2G et l'hydro.

Les Véhicules Électriques (VE) peuvent être utilisés comme source de flexibilité. Il existe plusieurs méthodes possibles (voir le tableau).

La valeur économique de cette flexibilité sera potentiellement basse (une étude supplémentaire est nécessaire) du fait de la saturation du marché (si tout le monde le fait)

Les gains de flexibilité entre les différentes possibilités du tableau précédent ne sont pas bien évalués. À quel point est-il avantageux d’utiliser les véhicules en V2G plutôt qu’en V1G ? Enfin, il faudra encore une adaptation législative pour ce service.

Quelques exemple de V2G. Attendez vous à une rémunération plus basse d'après les paragraphes précédents.

En France, l'usage des V2G peut être de réduire et lisser la charge résiduel (la charge - la production des EnR), dans l'écrêtage de l'énergie produite par les EnR (stockage plutôt que bridage) et l'appel des moyens de production durant les pics.

L’avantage pour la France, c’est que le réseau électrique est déjà bien fourni du fait de ses besoins en chauffage électrique. Par contre, il faudra de nouveaux mécanismes sur la gestion du signal prix (à étudier). Sans cette méthode, il faudra des centrales de stockage.

Pour le P2G, dépends du réseau déjà existant pour son cout global (non étudié).

Il y a plusieurs possibilités :
– Utiliser l’électricité quand elle n’est pas chère.
– Utiliser des sources d’énergie dédiées.

Cette génération est vue comme variable est non pas en base.

À noter sur le SOEC (dernier paragraphe) c’est une technologie avec un TRL bas (environ 5). Donc pas encore disponible. Elle fait partie des solutions étudiées par l’Europe.
cordis.europa.eu/project/id/699…
hydrogen.energy.gov/pdfs/review16/…
sciencedirect.com/science/articl…

Aucun exemple d’installation P2G n’est indiqué dans le rapport contrairement aux précédents exemples sur la flexibilité (p.66).

On peut utiliser ces systèmes pour augmenter la demande quand il y a des pics de production ainsi que pour du stockage de long terme.

Le rapport estime qu'il est compliqué de prédire le paysage énergétique en 2050. Cette modélisation n'est pas faite de ce rapport mais dans le prochain Bilan Prévisionnel de @rte_france

Un avantage d'une transition énergétique coordonnée en Europe serai la baisse des couts pour les nouvelles technologies à mettre au point.

On revient sur l'inertie et l'ajustement de fréquence.

Les générateurs utilisés jusqu'à maintenant plusieurs propriétés intéressante pour la stabilisation du réseau.

On ne pourra pas retrouver ces propriétés et il faudra inventer une nouvelle façon d'assurer la stabilisation du réseau.

De plus, ces technologies amènent de nouveaux risques sur la stabilité du réseau. Le manque d'inertie fait qu'une erreur/déviation/bruit dans la fréquence peut être amplifiée et perturber gravement le réseau.

Certains pays sont déjà confrontés à ce genre de défi.

Il est attendu que l'Europe soit confrontée dans son ensemble à ces défis techniques rapidement. 2040 pour la France, mais 2025 pour au moins 8 pays.
Le basculement entre un système classique à inertie et un système dominé par les convertisseurs pourrait se faire très rapidement.

Alors là, c’est chaud…

Pour faire simple : chaque morceau du réseau se stabilise grâce à l’inertie. Le rapport vient de dire avant qu’il soit possible que l’intégration de convertisseur et le retrait d’alternateur ajoutent de l’instabilité dans le réseau. Une erreur de

fréquence se retrouve amplifiée par les convertisseurs. Le rapport dit aussi que le réseau va probablement basculer d’un mode d’inertie avec l’alternateur à un mode avec convertisseur brusquement.
Aujourd’hui le réseau est stabilisé en fréquence autour de ce centre d’inertie

(les alternateurs massifs des centrales thermiques). Ça permet de faire bouger tout le monde en même temps (voir le rapport de ENTSOE le 8 janvier [entsoe.eu/news/2021/01/2…].

Par contre lors d’un évènement similaire, il ne faut plus s’attendre à une cassure nette du réseau. Mais à une réponse non homogène donc des zones qui se désynchronisent entre elles.

Les solutions imaginées :
– Garder des centrales thermiques (un exemple est donné au Texas)
– développer de nouveaux services pour maintenir la fréquence qui imite la réponse de l’inertie (« synthetic inertia » ou « digital inertia »)

– installer des condensateurs, des machines tournantes sans charge
– développer des convertisseurs qui peuvent tenir un voltage et une fréquence (et la synchroniser avec le reste du réseau)

Pour la première solution: on peut garder des centrales thermiques et les faire tourner au minimum de puissance. Seul le rotor en rotation compte dans cette histoire.

Il faudra étudier les coûts de cette solution

Pour la seconde solution: Il est possible de demander aux EnR de fournir plus ou moins d'énergie pour s'adapter à la fréquence. Cette solution présente l'avantage de répondre à une vitesse acceptable.

Néanmoins, ce n'est pas assez rapide pour répondre à toutes les variations (y compris de haute fréquence) qui peuvent survenir sur le réseau.

La troisième solution: L'utilisation de condensateur de forte capacité permet une réponse rapide et un suivi de la fréquence. De plus, la technologie existe. Il faut alors l’adapter au nouveau contexte

Exemple de condensateur au Danemark.

Cette solution a besoin de redondance et une répartition sur tout le territoire. La perte d'un condensateur peut entraîner une dérive de la fréquence.

Pour la quatrième solution: Transformer les différents acteurs du réseau qui sont suiveur de fréquence (éolienne, panneaux solaire, batterie, etc) en générateur de fréquence.

Des exemples existent sur quelques réseaux électriques

Cette solution est nécessaire pour des réseaux avec plus de 80% d'EnR. Mais avec des défis sur la stabilité de boucles de rétroaction.

Il est en théorie possible de n'utiliser que cette solution. Ca n'a été démontré qu'en laboratoire (low TRL).

La demande en capacité informatique va augmenter avec un réseau 100%EnR. Il est important que la sécurité et la robustesse des solutions informatiques soient assurées. C'est d'autant plus le cas que le nombre d'acteurs va augmenter fortement.

La stabilisation du réseau entraine un effet indésirable : en cas de court-circuit, le courant de décharge peut être important.

Le souci avec les convertisseurs est qu'ils sont bien plus sensibles ou pointe de courant que les machines synchrones.

1. Une solution est d'augmenter le courant qu'ils peuvent supporter de façon nominale. C'est possible, mais cela risque d'être insuffisant. Les pointes de courants sont plus importantes que ce qu'ils peuvent supporter (5x le courant nominal pour une machine synchrone durant

100ms et seulement 1.4x le courant nominal pour un convertisseur. Ils seraient alors surdimensionnés. Ça reste une possibilité.

2. Une autre solution est d'installer des protections autonomes. Elles surveillent les conditions du réseau qui les entoure sans gestion externe. Si les paramètres du réseau ne sont pas respectés, alors la protection est déclenchée. Il est aussi possible d'utiliser des

protections différentielles qui sont capables d'identifier un défaut à coup sûr (pas de déclenchement intempestif). Cette solution moins couteuse que la solution 1 demande toutefois un bon réseau de télécommunication (5G).

3. Une dernière solution est de supposer que les convertisseurs ne produisent jamais à pleine capacité. Il est toutefois nécessaire d'étudier si les protections distantes se déclenchent suffisamment vite. Il faut être prudent avec cette solution, car

il est possible que le système ne soit pas prêt en cas de forte variation de l'énergie produite par les EnR.

Il est donc théoriquement possible de gérer un réseau électrique avec une grande part de renouvelable, mais la démonstration technique reste à faire, ainsi que la création d'un cadre réglementation et financier. C'est à faire avant que les problèmes d’intégration n’apparaissent.

Seul ces démonstrations permettrons de dire comment ces convertisseurs générateur de fréquence seront intégrer au réseau.

Une discussion à l'échelle européenne est en cours pour jeter les bases d'un cadre pour l'intégration de la gestion de fréquence (Forming capacity - je ne sais pas comment le traduire)

Sécurisation d'approvisionnement

Aujourd'hui le critère de sécurité du réseau électrique concerne la marge entre la production et la demande en cas de pic. Il est admis que la capacité soit inférieure à la demande durant 3 h par an.

Le développement des EnR vient travailler ce sujet.

La charge residuelle (residual load) est la charge (load) auquel on retire ce que produit les EnR (solaire et eolien). Cette courbe est importante pour la suite puisque les mécanisme de suivi devront s'y adapter.

La variabilité de la charge résiduelle devrait augmenter significativement. Une partie des solutions actuelles peuvent être utilisées.

Exemple de flexibilité réseau actuel

La production solaire augmente la variabilité journalière et saisonnière.
La rampe de puissance sera aussi affectée : 12 GW/h en 2035 contre 4 GW/h aujourd’hui (je ne suis pas sûr de ce chiffre pour l'année 2020. Il faudrait le vérifier) pour seulement 50 GW de solaire installé.

Cette capacité sera amenée à augmenter au-delà de cette date, augmentant la rampe aussi.

Exemple d'évolution de la rampe de la charge résiduelle. On notera le très fort surplus en été avec un scénario avec beaucoup de solaire.

La variation saisonnière sera augmentée avec la production de PV. Il faudra donc un moyen d'adapter la flexibilité comme expliquer plus haut (par exemple : ajuster la charge en faisant tourner des P2G ?).

Le solaire peut être utile l'hiver pour la sécurité d'approvisionnement.

L'éolien présente l'avantage d'avoir une variabilité qui suit la charge à l'échelle saisonnière. La variabilité est aussi à l'échelle de la journée voir de la semaine. Cela implique aussi des moments de faible production qui peuvent durer. Il y a même des variations entre années.

Cette variabilité qui augmente impose d'avoir des mécanisme de modulation de la production/charge/stockage/etc qui sont compatibles avec tous les horizons temporels.

Exemple de variabilité de semaine en semaine et d'année en année.

Il est compliqué de donner une valeur précise de la flexibilité supplémentaire qu'il faudra à l’échelle de la saison et de la semaine.

La variation journalière va entraîner l’apparition d'une "duck curve" (demande résiduelle élevée le matin et le soir et faible en journée).

Le critère de 50% nucléaire/45% Enr/5% Fossile devrait être atteint sans trop de difficultés techniques en 2035.

Après 2035, la réduction des capacités de génération pilotable et l'augmentation des EnR appellera une forte augmentation de la flexibilité.

Il va falloir travailler la flexibilité pour répondre aux différentes échelles de temps

– Répartir sur le territoire des moyens de production pour répondre au pic.
– Avoir des centrales de stockage (batterie, nouvelle centrale hydro, P2G2P) de grande taille pour répondre aux

variations sur la semaine
– Travailler la flexibilité du côté de la flexibilité (flexibilité implicite et explicite)
– Augmenter la capacité de transport du réseau électrique

Exemple de différence de scénario entre 2020, 2035 et 2050.

Ça ne prend pas en compte les interconnexions pour le scénario 2050 ? Ils ont dit précédemment que le réseau européen à l’horizon 2050 est difficilement imaginable.

La variation de la production éolienne peut amener à une demande résiduelle importante. Il est donc important de bien répartir les moyens de réponse sur l’ensemble du territoire.

La structure exacte du réseau (inclue les interconnexion) sera étudiée plus tard.

Une autre possibilité est de développer des surcapacités en EnR ce qui permettrai de limiter la flexibilité.

Enfin, comme vu précédemment, la flexibilité est un gros levier pour agir sur ce manque de capacité.

La France étant un pays interconnecté, et l'Europe étant un réseau unique, ces interconnexions sont aussi une source de flexibilité. Mais ça demande un travail de coordination à l'échelle européenne et ce n'est pas intégré à ce rapport.

A l'avenir, le couplage sectoriel sera donc plus important. Ce couplage est là pour utiliser le vecteur électrique au maximum (et réduire les émissions) et réduire les besoins en infrastructure.

D’un côté, l’ajout d’EnR augmente le surdimensionnent de certaines installations (réseau, stockage, flexibilité), la création de nouveaux services et du matériel associé (stabilisation de la fréquence, flexibilité plus poussée avec un contrôle informatique).

De l’autre, le couplage sectoriel permet de rendre des équipements utiles pour plusieurs secteurs à la fois (les voitures électriques et leurs batteries, la production d’hydrogène/méthane et son usage dans l’industrie).

Le P2G2P, d’après les travaux réalisés pour ce rapport, est intéressant pour un mix avec des EnR supérieurs à 50 %. Toujours dans le cadre de la flexibilité, c’est à partir de ce seuil que la flexibilité devient importante et nécessite de gérer la variabilité sur le long terme.

Exemple des différents couplages sectoriels.

Les outils méthodologiques d’optimisation du secteur électrique (gros sujet de recherche très intéressant) doivent aussi évoluer. Aujourd’hui, les méthodes d’optimisation se basent sur un développement marginal (j’ajoute un à un les équipements).

Il faudra à l’avenir que ces méthodes soient systémiques et prennent en compte la dynamique de la variété d’équipement. Ces simulations sont difficiles du point de vue physique (intégration de multiples équipements avec des comportements différents),

mais aussi sensible aux conditions économiques et sociétales. À l’horizon 2050, cet exercice devient très difficile. Il est toutefois possible de dégager de grande tendance sur le long terme. Ça ne donne pas une vision du détail, mais une vision globale.

RTE travaille sur ces question en ce moment et devrait sortir un rapport complémentaire.
Ces questions sont aussi évoquées plus loin dans le rapport.

La faisabilité technique n'est pas la seule question importante

Le cout du système futur est important à estimer. Le LCOE n’est pas un indicateur fiable (il y a beaucoup d’équipements supplémentaires en plus des EnR seules). Il faut étudier le cout global.

La démonstration de l’intégration des différents équipements dans le réseau reste à faire.

Il faut aussi que le secteur industriel soit prêt à produire ces nouvelles technologies. Il est clairement question d’un tissu industriel à l’échelle de la planète si on veut réduire nos émissions.

Les batteries, bien que prêtes technologiquement, ont un impact environnemental important qu'il faudra prendre en compte.

Du côté de la transformation digitale. Plusieurs solutions sont possibles. Elles vont de l'incitation implicite (tarifs/incitations) au pilotage à distance (par exemple sur la charge du véhicule). La gestion des data privée sera un vrai enjeux

Petite note sur le point des data privée : tous les secteurs vont être concernés à l'avenir. La digitalisation ne concerne pas que le secteur de l'énergie. C'est un vrai enjeux de société qui dépasse très largement le sujet climatique.

Pour le P2G2P, du fait des différentes façons d’utiliser cette techno (stockage hydrogène ou méthane) l’utilisation qui en sera faite implique différents usage et procédé industriels.

Le prochain bilan prévisionnel de RTE permettra de voir un peu plus claire dans les implications des différentes hypothèses.

Aujourd'hui, les cas où l'on peut voir une production insuffisante par rapport à la demande sont lors de vague de froid forte, d'indisponibilités simultanées sur plusieurs réacteurs nucléaires ou de vent faible sur de grandes zones.

Dans ce cas, RTE active des moyens postmarchés pour limiter la charge sur le réseau.

Ce qu’il faut comprendre, c’est qu’il est possible de faire un réseau électrique 100%EnR, la nature de ces risques d’inadéquation va changer ainsi que leur répartition dans l’année.

Pour estimer ces risques, il est important de clairement identifier :

(on notera que le réchauffement climatique est pris en compte !)

Le climat est un risque d’inadéquation (absence de vent, de soleil, sècheresse).

Les outils de RTE pour estimer ces risques et leurs couts sont à ajuster.

La question est donc de savoir si le critère d’inadéquation charge/production comme défini aujourd’hui sera toujours pertinent en 2050 ou s’il sera socialement acceptable.

Par exemple : Vaut-il mieux avoir un risque de couper un grand nombre de personnes pendant 3 h l’hiver, ou que cela soit des coupures courtes, mais réparties dans le temps et sur le territoire ?

Avec l'augmentation de la part de renouvelable dans le mix, pour assurer la balance (production/charge) à court terme et les réserves opérationnels, plusieurs points sont à éclaircir.

Aujourd'hui, la prévision de la demande est très utilisé. Cela permet d'ajuster la production des centrales. Du fait de l'absence de monitoring en temps réel, il y a toujours un décalage entre la demande et la production. Il y a donc toujours un petit déséquilibre

Note : le graphique n'est pas très explicite. L'écart peut être dû à la charge ou à la production aussi bien en France que dans le reste de l'Europe.

Note 2 : le plus grand écart que j'ai vu était durant la semaine du 16 au 22 Mars 2020, soit la semaine de début du premier confinement (17 mars 2020). RTE n'avait pas anticiper la chute de demande très importante durant les premiers jours
assets.rte-france.com/prod/public/20…

Pour répondre à ces écarts, RTE doit assurer d'avoir une génération flexible, des moyens de maîtriser la consommation ou des moyens de stockage. Toute cela forme la réserve opérationnelle.

La prévision de production de l'éolien et du PV se base essentiellement sur les prévision météo et les caractéristiques des installations (disponibilité, vitesse du vent acceptable, etc)

— Il y est possible de mesurer en temps réel la production avec des capteurs de puissance.
— Si ces capteurs ne sont pas disponibles et si une corrélation existe avec d’autres moyens de production mesurés en temps réel (deux champs d’éoliennes proches par exemple), on peut

estimer la production.
— Si aucune solution n’est disponible, on considère alors le modèle prédictif (qui peuvent être très précis) comme étant du temps réel.

Aujourd’hui de petites unités de production ne font pas remonter leurs données de production en temps réels. 81 % des éoliennes sont équipés de capteurs pouvant envoyer leurs données. Seulement 1/3 des centrales PV sont équipées de capteurs.

La planification de la production conventionnelle (Thermique+Hydro) peut rencontrer deux accros :
- Les arrêts/déconnexions imprévus.
- La planification par pas horaire d'une demi heure fait que la production planifiée suit des marches.

La prévision de la charge est prédite utilisant des modèles climatiques ou en utilisant des données en temps réel à la manière des EnR (données temps réel + corrélation + prédiction)
L’estimation de la charge utile en temps réel est faite en sommant les moyens de production.

Le réseau fait aussi parti des éléments nécessaire au niveau de la prédiction de la production avec :
- la disponibilité du réseau
- les imports/exports

Toutes les incertitudes sur la production et la consommation décroissent quand on approche de la date de l'estimation. Certaines incertitudes restent toutefois du fait d'un manque de données en temps réel.

Du fait que les prédictions seront toujours imparfaites (météo, disponibilité, demande, etc), et du fait qu'il n'y a aucune garantie que tous les moyens mis en œuvre soient disponible (une panne sur un équipement), il est important que RTE prévoit une réserve.

Il existe plusieurs types de réserves :
— la réserve obligatoire (Reserve requirements) est un moyen de s’assurer qu’à tout moment, le réseau peut faire face à des déséquilibres très importants.

— La réserve disponible (Available reserves) comprend toutes les capacités disponibles pour ajuster la production et la demande. À noter : il existe une distinction entre la réserve pour augmenter la production et diminuer la charge, et la réserve pour diminuer la production

et augmenter charge, suivant la capacité d’un moyen de production à augmenter sa puissance ou à la diminuer. De même pour un moyen capable d’effacer sa charge sur le réseau ou de l’augmenter (moyen de stockage)

Il existe une continuité entre les différentes réserves suivant l'horizon temporel :

Voir cre.fr/Electricite/Re…
(graph tiré de : observatoire-electricite.fr/IMG/pdf/oie_-_…)

- La réserve primaire (Frequency Containment Reserve (FCR))
- La réserve secondaire (Frequency Restoration Reserve (aFRR))
- la réserve tertiaire (Manual Frequency Restoration Reserve (mFRR) and Replacement Reserve (RR))

La taille de toutes ces réserves est importante pour assurer un service continu en cas de déséquilibre important.

La taille de la réserve tertiaire, pour un horizon supérieur à 15 minutes, est estimée avec la somme des erreurs de prédiction ainsi qu'une estimation statistique des défauts sur le réseau. Toutes ces erreurs sont appelés contingence dans le reste du document.

Pour limiter les risques dû aux incertitudes de production des EnR, il faut bien comprendre la nature de ces risques et la différence avec les moyens de production conventionnel.

Aujourd’hui, la réserve primaire à l’échelle de l’Europe est de 3 GW. Ça pourrait changer de façon limité dans les cas suivants :
– Développement de lignes ou de moyens de production avec une capacité supérieure à 1,5 GW

– Développement de sources d’énergie concentrées géographiquement.
– L’augmentation des déséquilibres de courte durée, combinée à une sensibilité de la fréquence à ces déséquilibres.

La réserve manuelle de production (augmentation) devrait augmenter dans les années qui viennent.
– les aléas dus à l’énergie solaire devraient augmenter en absolu (GW)
– Les aléas dus au vent devraient aussi augmenter en absolu (GW), mais de façon plus limitée

– Les aléas dus à la génération conventionnelle devraient diminuer à pratiquement zéro sauf durant le coucher du soleil où ils doivent remplacer le PV.
– les aléas de la charge résiduelle dépendront des nouveaux usages de l’électricité ainsi que la qualité des données en

temps réels. À court terme, la variation des prix en cas de variation de la charge résiduelle devrait être un atout pour ajuster le marché.

À noter que sur ce dernier point, c’est déjà très visible en Californie

https://twitter.com/BPBartholomew/status/1353897427523276800

La possibilité de prévoir et de monitorer les EnR de façon fiable, notament le PV, peut faire la différence entre 1GW et 10GW de réserve additionnelles. (Voir figure suivante)

Donc pour limiter cette augmentation il faut :
- Augmenter la précision des prévisions pour l'éolien et le PV (combinaison de data venant de capteurs du parc, utilisation des données temps réelles d'imagerie satellite, utiliser les estimations de la charge résiduelle)

La réserve manuelle de charge (diminution) devra également augmenter.

Historiquement, il y a plus de réserve sur la production (augmentation) que la charge (diminution). A l'avenir, il faudra que cette réserve soit symétrique.

Donc il faut :
- Ajuster la réserve opérationelle et son utilisation
- Améliorer les prévisions et les méthodes de monitoring
- Améliorer le cadre réglementaire
- Etablir les besoins des nouveaux équipements et réutiliser ceux assurant une réserve.

Les systèmes électrique qui auront une courte réponse temporelle sont :
- les barages
- les véhicules électriques
- les batteries
- les réponses sur la demande
- P2G2P
- la modulation des EnR

Il est important de commencer à réfléchir à de nouveaux mécanismes pour piloter ces réponses.
Une première solution pourrait être de modifier le mécanisme de subvention pour prendre en compte ce nouveau service.

Une seconde idée est d’inclure l’ensemble des moyens de flexibilité. Il faudra mettre en place un mécanisme de coordination (platforme ? Marché ?) sans gêner le système dans son ensemble.

Quoi qu’il en soit, les besoins en réserve opérationnels sont bien plus importants en 2050 qu’en 2020.

À court terme, c’est la précision des prévisions des EnR qui pourrait entrainer des variations de l’inadéquation entre charge et demande). Il faudra une bonne automatisation pour ajuster la production.

À plus long terme, il est important de donner suffisant d’incitation aux différents acteurs pour qu’ils ajustent rapidement leur périmètre.

Un autre point qu’il faudra prendre en compte : la gestion de la congestion du réseau au niveau des interconnexions et la gestion

de la réserve primaire à l’échelle européenne devront se faire ensemble. Cette congestion pourrait être gênante pour activer la réserve d’un pays pour soutenir un autre.

L’intégration des EnR va avoir un impact sur le réseau. Cela concernera :
1. Le réseau de haute tension régional
2. Le réseau de très haute tension
3. Les interconnexions
4. le réseau offshore/maritime

– 2020-2030 : Augmentation de l’investissement pour développer le réseau régional (1) et maritime (2)
– Après 2030 : Augmentation de l’investissement pour développer le réseau de très haute tension (2), d’interconnexion (3) et maritime (4) afin d’intégrer plus d’EnR.

Les facteurs pouvant faire varier le montant des investissements sont :
– La localisation des EnR : Une plus grande distribution sur le territoire demande plus de raccordements, mais dans le même temps est très pratique pour répartir la production et être moins sensible aux

conditions météo. Les énergies marines demandent des raccordements haute tension couteux.
– Le niveau de flexibilité (génération et production) : Cette flexibilité permettra de limiter la taille du réseau. Les pointes d’énergie à faire transiter seront plus faibles.

– Le développement des technologies dans le domaine de la transmission. (là, c’est curieux parce que p.25, ça parle de supraconductivité, mais ce n’est pas repris ici. Ce n'est pas nécessaire mais utile pour réduire la taille des équipements réseaux)

– Le réchauffement climatique et les canicules réduiront les capacités des lignes (résistances électriques dépendant de la température)

Le réseau électrique dans le futur restera un moyen de connecter les zones de demande avec les zones de production les moins couteuses.

- La génération va devenir moins concentrée géographiquement, plus diffuse sur le territoire (à l’exception de quelques côtes du fait de

l’offshore)
- La production journalière et saisonnière variera également avec des moments de flux nord-sud et sud-nord

Le réseau de transmission devrait bien s'adapter à la distribution des EnR.
La variation Nord-Sud devrait augmenter.

Le marché de l’énergie devrait permettre de sélection la source d’énergie la moins chère à travers toute l’Europe. Les échanges entre pays se feront naturellement.

(C’est le principe du merit-order à l’échelle de l’Europe. Dans les faits, ça ne sera probablement pas totalement vrai du fait des limitations du réseau [saturation] ou des particularités de certaines sources [cogénération])

Ils confirment que la saturation empêchera de jouer parfaitement ce merit-order.

- Des moyens de pointes peuvent être développés pour limiter ces contraintes. C'est plus cher et plus polluant.
- La création de nouvelle ligne est également une possibilité.

En l'absence de tel adaptation, le cout des moyens de pointes pourrait être de 1 milliard €/an. Et cela pourrait conduire à une situation similaire à l'Allemagne où il n'y a pas assez de moyen de transmissions.

Il est compliqué d'estimer exactement les besoins réseau. Sur les études réalisées un corridor nord-sud pour l'Europe est présent. Cela implique également un renforcement du réseau nord-sud en France (allant de 3GW à 17GW)

Dans son bilan prévisionnel, RTE identifie aussi le besoin de renfoncer ce lien nord-sud. Il faudra également un lien ouest-est pour lier la côte atlantique avec le reste de la France

(Résultat dépendant du mix retenu bien sûr. Plus de travail de détail est nécessaire)

Les différentes questions soumises au futur réseau :
– Quelles adaptations réseau seront nécessaires ?
– Ce qui a été identifié pour un mix 100% EnR est-il nécessaire pour tous les mixent ?
– Quand faut-il investir ?
– Quels sont les impacts d’ajout de ressources sur le réseau ?

– Les couts réseau seront-ils toujours du même ordre qu’aujourd’hui ?
– Devra-t-on enterrer les réseaux très haute tension pour les rendre acceptables par la population ?
– Comment les moyens de flexibilités peuvent-ils réduire les contraintes sur le réseau ?

La demande en réseau pour l'éolien en mer va avoir un cout. Pour limiter ce cout :
- Développement de plateformes partagées pour connecter des éoliennes en mer
- Créer un standard de puissance d'équipement
- standardiser le réseau offshore lui-même.

D'autres stratégies existent

Les interconnexions ont servi à réduire la taille des équipements nécessaires sur le réseau (grâce à la flexibilité) tout en augmentant la sécurité d'approvisionnement.

Elles permettent maintenant de choisir la ressource la moins chère et permettent d'intégrer les EnR.

Les interconnexions sont des équipements en commun avec les voisins. Il faut donc les gérer ensemble. C'est le but du Ten-Year Network Development Plan (TYNDP).

(Je vous passe toute une partie sur le mécanisme de choix de construction ou non d'une interconnexion au niveau des décideurs politique)

Le choix de construction des interconnexion dépendra au final du mix français et européen. Il faut plus d'étude et de rapport pour arriver à cerner précisément les besoins.

Une partie du réseau va arriver à en fin de vie en 2050. Il faudra donc investir pour le remplacer.

La structure du réseau est aussi entrain de changer avec les EnR. Au lieu d'avoir un flux d'énergie descendant (du THV vers le réseau de distribution), on voit apparaître un flux montant du régional vers le THV quand la prod éolienne est supérieur à la demande locale.

C'est essentiellement les petites unités de production qui auront le plus fort impact sur le réseau de distribution. (Les grosses unités étant directement reliées au réseaux de transport)

Le remplacement du réseau peut être l'occasion de l'améliorer, de l'adapter à ces nouveaux flux.

Les outils de flexibilités peuvent réduire la facture de 7 à 33 milliard d'€. on peut distribuer les renouvelables sur l'ensemble du territoire. On peut également utiliser de moyens de flexibilité local plutôt que de la production lointaine.

Il est possible d'évaluer en temps réel la capacité d'une ligne plutôt que le faire suivant la saison. Cela demande des data notamment météo mais permet de s'ajuster au mieux aux capacité et de prendre des coefficients de sécurités plus faibles.

Il est possible d'implanter les batteries au plus prêt des sources d'énergie. Cela permet de lisser leur production et donc d'avoir un réseau au plus juste (et donc moins de redispatching)

Le manque de production ou de connexion électrique dans une région peut entraîner un effondrement du réseau en cas de déséquilibre fort.
Ce sera un élément important à surveiller pour le futur réseau.

Une surcapacité en production, dû en général à un manque de capacité de transfert de puissance est également un problème.
Alors que la production conventionnelle est surtout connectée au réseau haute tension, les EnR sont essentiellement connectés au réseau de distribution.

Les convecteurs de ces EnR peuvent être utilisés pour contrôler la tension localement (par exemple en réduisant leur puissance si trop d'énergie est disponible), ainsi que la fréquence réseau.

De même pour la puissance réactive du réseau THV, il faudra déployer des solutions pour contrôler cette puissance (capacité, générateur thermique, FACTS, compensateur synchrones)

Pour des raison d'acceptabilité et environnementales, les lignes THV enterrées sont préférées (sauf impératifs techniques, financiers). Cela ajoute des coûts sur la stabilisation du voltage et de la fréquence, mais reste bien inférieur aux coûts réseaux dans leur ensemble.

Et voilà c'est enfin la fin du rapport :)

@threadreaderapp unroll this, please.