Impact des énergies renouvelables sur le système électrique

Résumé de l’étude RTE-AIE sur les conditions d’un système électrique à forte part d’énergies renouvelables en France à l’horizon 2050

Les énergies renouvelables variables essentiellement l’éolien et le photovoltaïque sont des sources d’énergie non pilotables à moins qu’un stockage ne soit associé.

Dans un rapport commun, commandité par le ministère de la Transition écologique fin 2019, RTE (Réseau de Transport d’Electricité) et l’AIE (Agence Internationale de l’Energie) décrivent quatre conditions strictes et cumulatives que les politiques publiques doivent prendre en compte si elles devaient s’orienter vers un mix électrique à forte proportion d’énergies renouvelables à l’horizon 2050.

Les quatre ensembles de conditions techniques strictes, données ci-dessous, devront être remplies pour permettre, avec une sécurité d’approvisionnement assurée, l’intégration d’une proportion très élevée d’énergies renouvelables variables dans un système électrique de grande échelle, comme celui de la France :

1. La stabilité du système électrique, c’est à dire la fréquence, sans production conventionnelle doit absolument être maintenue. Des difficultés spécifiques pourraient concerner les systèmes comportant une part importante de photovoltaïque distribué (C’est pourquoi il est nécessaire de poursuivre l’évaluation des impacts sur le réseau de distribution et la sûreté du système électrique).
2. La sécurité d’alimentation en électricité (adéquation des ressources) — la capacité d’un système électrique à approvisionner la consommation en permanence — peut être garantie, même dans un système reposant en majorité sur des énergies à profil de production variable comme l’éolien et le photovoltaïque, si les sources de flexibilité sont développées de manière importante, notamment le pilotage de la demande, le stockage à grande échelle, les centrales de pointe, et avec des réseaux de transport d’interconnexion transfrontalière bien développés. La maturité, la disponibilité et le coût de ces flexibilités doivent être pris en compte dans les choix publics (voir ci-après)
3. Le dimensionnement des réserves opérationnelles et le cadre réglementaire définissant les responsabilités d’équilibrage et la constitution des réserves opérationnelles devront être sensiblement révisés, et les méthodes de prévision de la production renouvelable variable continuellement améliorées…
Aujourd’hui, la France n’a pas besoin de constituer de larges réserves opérationnelles pour garantir l’équilibre à court terme, et ce système d’équilibrage est l’un des plus compétitifs d’Europe au niveau des coûts reflétés au consommateur.
Les réserves opérationnelles sont dimensionnées pour faire face à la possibilité d’un arrêt brutal de grands groupes de production ou d’une évolution subite de la consommation.
L’intégration de grands volumes, que l’on estime à 30% de la puissance totale installée, d’énergie éolienne et photovoltaïque aura une incidence sur le dimensionnement et l’utilisation des réserves opérationnelles.
4. Des efforts substantiels devront être consacrés au développement des réseaux d’électricité à compter de 2030, tant au niveau du transport que de la distribution. Cela nécessite une forte anticipation et un engagement public en matière de planification à long terme, d’évaluation des coûts et de concertation avec les citoyens pour favoriser l’acceptation des nouvelles infrastructures. Ces efforts peuvent néanmoins être partiellement intégrés au renouvellement des actifs de réseau vieillissants.

Dans ce même rapport les deux entités considèrent que

toute évaluation future devra se concentrer sur les coûts globaux du système plutôt que sur des indicateurs tels que le coût moyen de l’électricité par technologie (LCOE/Levelized Cost of Energy)), car ceux-ci ne tiennent pas compte des coûts environnants pour assurer la sécurité d’alimentation et les autres exigences techniques indiquées ci-dessus. L’AIE et RTE estiment que tout chiffrage économique devra ainsi prendre en compte l’ensemble des coûts associés, dont ceux liés au stockage, à la flexibilité de la demande et au développement des réseaux. […] L’analyse montre que ce type de coûts pourrait être important après 2035

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L’AIE propose une méthode de calcul du LCOE value-adjusted (VA-LCOE) qui permettrait de comparer le coût et la valeur apportée par chaque technologie de production d’électricité.
Cet ajustement a pour effet d’ajuster le LCOE des technologies de production à la hausse, pour celles qui contribuent le moins, et à la baisse, pour celles qui contribuent le plus à garantir la stabilité du système.

En conclusion cette étude montre que le développement des énergies renouvelables non pilotables est parfaitement possible mais introduit de la complexité dans le système électrique. Certaines règles devront probablement être introduites dans le développement de ces productions d’électricité.