L’électricité éolienne (à de rares exceptions près) et l’électricité photovoltaïque sont dites « fatales ». Elles sont déversées sur les réseaux électriques en fonction du vent et de la luminosité. Les opérateurs qui souhaitent produire au maximum, ne découplent pas leurs installations et n’en modulent pas la puissance à la demande des gestionnaires de réseaux à la différence des autres installations de production.

La production d’électricité issue des méthaniseurs, bien que transformée par une usine thermique, ne peut pratiquement pas varier. En effet, un méthaniseur commence sa fermentation à une certaine température, passe par un optimum, et au-delà de la température optimale de fonctionnement, connaît des désordres de type carbonisation et cokéfaction. En pratique, il s’agit donc aussi d’une électricité fatale déversée sur le réseau. En Allemagne, ce constat est important vu le niveau de ce type de production.

Même la production hydroélectrique, dite « au fil de l’eau », dispose de la possibilité de modulation.

Au delà d’un seuil de puissance, l’énergie fatale pose problème au réseau

Tant que ces énergies nouvelles renouvelables (EnR) sont marginales au regard des creux de consommation électrique, leur apport ne pose pas de problème. En revanche, sitôt que cette électricité « fatale » atteint un certain seuil de puissance, se pose la question de la sûreté du système électrique et de la conduite du réseau à court terme.

Prenons les exemples d’une nuit à 5h00 du matin avec un niveau de vent fort ou d’un dimanche en début d’après-midi avec un niveau de vent fort cumulé à une puissance photovoltaïque élevée.

Les gestionnaires des systèmes électriques ont pour mission d’assurer la sûreté instantanée du système électrique en tenant compte d’un possible effacement d’un ou plusieurs moyens de production et de faire face à la hausse programmée de la consommation électrique dans les heures qui suivent. Ceci leur impose d’avoir une réserve de puissance mobilisable quasi instantanément.

Une réserve de puissance indispensable

Dans les deux exemples retenus, la consommation va augmenter en raison de la pointe de 8h00 à 9h00 et de celle de 19h00-20h00 laquelle va, de plus, se conjuguer à la disparition de la production photovoltaïque. Pour assurer la sûreté instantanée du système électrique, les gestionnaires ont à leur disposition les outils de pointe comme les turbines à combustion (TAC), la réserve tournante[1] des installations thermiques en fonctionnement, les moyens hydrauliques et le turbinage des stations hydrauliques de transfert d’énergie par pompage (STEP).

Or dans les exemples cités, les STEP sont plutôt dans leur fonctionnement de stockage par pompage et sont alors indisponibles pour la sûreté instantanée par turbinage. Les moyens hydroélectriques sont ceux qui participent rapidement à la sollicitation de sûreté mais la gestion du niveau des réservoirs et leur remplissage sont à prendre en compte.

Les TAC, compte tenu des coûts de production, sont en général réservées pour des situations exceptionnelles. Elles peuvent néanmoins être sollicitées pour éviter des délestages.

La réserve tournante des moyens thermiques impose d’avoir des installations disponibles pour faire face à des évolutions rapides. Ceci nécessite des températures chaudières et turbines suffisamment élevées pour pouvoir être sollicitées sans dépasser les contraintes métallurgiques admissibles. Soit un niveau de puissance déjà élevé.

Un niveau de puissance disponible qui dépasse les besoins

Les gestionnaires du réseau se trouvent donc confrontés à un cumul de puissance électrique EnR fatale et thermique minimale de sûreté qui dépasse instantanément la puissance appelée par le réseau même en ayant réduit la puissance des moyens hydroélectriques.

A l’heure actuelle, il ne leur reste plus qu’à trouver un exutoire vers des consommateurs disposés à accroitre leur consommation ! C’est la situation inverse de celle qui conduit à trouver des clients qui s’effacent lors des pointes d’appel ! Avouons que c’est cocasse !

Comme il n’est déjà pas simple de trouver des clients effaçables, il devient franchement très compliqué de trouver des clients importants qui forcent leur consommation, en heures creuses de nuit ou de week-end qui plus est.

Que faire ? Leur proposer des prix de plus en plus bas ne suffit plus. Il faut donc les payer de plus en plus cher ! C’est la découverte récente de « la taxe à l’enlèvement de l’électricité surabondante » ! Et pendant l’hiver 2012-2013, les paiements ont atteint 500 €/MWh, c’est-à-dire 10 fois le prix de vente moyen sur le réseau très haute tension. On marche sur la tête, me direz-vous !

Les producteurs d’énergies renouvelables exemptés d’obligation

Mais avec la transition énergétique, nous ne sommes pas à une absurdité près. De cela, les producteurs EnR n’ont que faire puisque, quoiqu’il arrive, ils bénéficient de l’obligation d’achat à tarif fixé et n’ont en aucune manière à rechercher des clients pour leurs excédents. C’est au gestionnaire du réseau de trouver des solutions aux désordres qu’ils provoquent en étant chèrement payés.

Les consommateurs domestiques qui supportent des surcoûts croissants au travers les taxes EnR (CSPE en France-EEG Umlage en Allemagne), ne peuvent même pas bénéficier de ces situations n’ayant pas la possibilité de servir d’exutoire. Ils vont, au contraire, être encore plus pénalisés car les dépenses engagées par les gestionnaires de réseaux pour évacuer cette électricité vont peser sur les comptes et leurs seront répercutées.

En pratique, comment se passent les opérations? Citons l’exemple des électriciens suisses et autrichiens qui ont de grandes capacités de stockage dans leurs STEP. Ce sont d’excellents « traders ». Ils savent jusqu’à quel point ils peuvent abaisser les niveaux de leurs réservoirs pour pouvoir offrir une capacité d’accueil sans obérer la sûreté de leur système électrique. Ils ont aussi les instruments de prévision des situations à venir chez leurs voisins et donc des possibilités de reconstituer leurs réserves à bas coût si ce n’est d’être payés pour ce faire.

Suisses et Autrichiens bien placés

Un bon acheteur doit attendre d’être sollicité par le vendeur pour manifester son intérêt. Les Suisses et les Autrichiens sont maîtres dans cet art et jusqu’au début 2013, ils ont pu « éponger les excédents » allemands en empochant un joli pactole.

Mais, désormais, en raison des interconnexions et à cause du niveau de plus en plus important d’électricité fatale, le mal se propage. La France est touchée à son tour par la situation provoquée par la transition énergétique allemande qui affecte également tous les pays limitrophes. Après avoir connu des épisodes de prix négatifs, EDF a, par moment, pris les devants en mettant préventivement à l’arrêt volontairement des unités nucléaires.  C’est-à-dire précisément le moyen de production dont les coûts sont très inférieurs aux tarifs d’achat des EnR…

Bien entendu, cette situation très onéreuse pour la collectivité ne peut pas perdurer.

Les conséquences ?

D’abord, la sûreté des systèmes électriques des pays de l’UE se dégrade progressivement. Faut-il faire comme la Pologne et la Tchéquie, installer des transformateurs déphaseurs[2] sur les interconnexions avec l’Allemagne ? Cette solution est un non-sens électrique, ces réseaux ayant pour mission fondamentale le secours mutuel en cas de défaut grave. De plus, pourquoi faire des investissements considérables afin d’accroître la capacité des interconnexions, comme le demande la Commission Européenne, si, en dernier ressort, il est indispensable « d’étrangler » les transits ?

Ensuite, les signaux envoyés par le marché, déjà peu pertinents pour entraîner la prise de décision en matière de nouveaux investissements, deviennent rigoureusement inverses. Des centrales à cycle combiné à gaz (CCG) sont arrêtées faute d’être suffisamment sollicitées. Comment, dès lors, imaginer que des investisseurs immobilisent des capitaux importants dans de nouveaux outils de production lorsque, par moment, il faudra payer pour écouler la production ? Cette situation est lourde de conséquences pour l’avenir car les investissements actuels sont reportés sine die. Or ce sont ceux qui devaient produire dans 5 à 7 ans lorsque de nombreuses tranches thermiques actuelles, obsolètes sur le plan environnemental, devront être arrêtées en application de la Directive Européenne sur les Grandes Installations de Combustion (dite IED). A moins qu’il ne faille poursuivre leur exploitation, ce qui ne semble plus exclu.

Les consommateurs domestiques ne comprend pas

Enfin, quelle explication donner aux consommateurs domestiques qui constatent de telles situations en étant, par ailleurs, condamnés à voir leurs factures augmenter inexorablement en raison des obligations d’achat des EnR à un prix bien plus élevé que celui de production du parc ? Et que dire des familles en situation de précarité énergétique dont le nombre ne cesse de croître ?

Alors que faire ? Les solutions possibles.

1 –Demander aux producteurs éoliens de mettre en œuvre des disjoncteurs de couplage télécommandés par les gestionnaires de réseaux.

C’est la solution la plus rapide à mettre en œuvre. Et c’est bien le moins que l’on puisse exiger de la part d’opérateurs de fermes éoliennes de plusieurs MWe, quand ce n’est pas de dizaines de MWe, à défaut de pouvoir renégocier des contrats conclus pour des durées de 15 ou 20 ans[3], suivant les cas, à la demande des Autorités Publiques. Rappelons qu’en Allemagne, ceux, rares, qui peuvent s’effacer à la demande du gestionnaire du système électrique sont dédommagés pour « le manque à produire » !

2 –Imposer aux méthaniseurs existants et dédiés à la production d’électricité d’avoir un exutoire direct du méthane vers le réseau gaz qui peut le stocker. Il s’agit, là aussi, d’une solution rapide.

Exclure les futurs méthaniseurs de l’obligation d’achat de l’électricité et la conserver  seulement pour le gaz. Il est en effet absurde de valoriser le méthane produit via une machine thermique électrique alors que sa valorisation dans le réseau gaz offre, semble-t-il, un meilleur rendement.

3 – Réserver les obligations d’achat à tarif imposé uniquement aux puissances que peuvent garantir les producteurs EnR (hors petit photovoltaïque).

Redéfinir le tarif imposé

Est-il normal que l’on garantisse un enlèvement de toute la production à un tarif d’achat élevé à des opérateurs qui n’ont aucune obligation vis-à-vis du système électrique ?

Non seulement, ces producteurs n’assurent pas le réglage de fréquence et de tension mais, en outre, ils n’assurent pas le soutien de « puissance garantie » vis-à-vis de la défaillance de leurs propres outils de production EnR. Cette obligation leur imposerait d’investir dans des outils mobilisables à la demande des gestionnaires de réseau. Dans ces conditions, le fonctionnement de leur parc EnR à la puissance garantie leur permettrait d’économiser le coût du combustible utilisé en absence de vent ou de soleil. C’est tout de même la réalité quotidienne vécue par les opérateurs ayant un parc diversifié. Les émergences de puissance au-delà de la puissance garantie seraient vendues au cours du marché instantané.

Chaque producteur doit assurer son  ” back up”

Par exemple, un opérateur de fermes éoliennes de 1 000 MWe de puissance installée qui garantirait, grâce à un équipement en cycles combiné au gaz, une puissance de 500 MWe, ne bénéficierait de l’obligation d’achat que pour les 500 MWe garantis, qu’ils soient produits par les éoliennes ou les CCG. En d’autres termes, chacun doit assurer son « back-up » quitte à passer des accords avec un producteur ayant déjà ce type d’outils en service. Mais cette exigence ne peut avoir un effet que sur les contrats futurs et ne règle en rien la situation présente.

4 – Adapter le développement des EnR électriques au rythme des mises en service des solutions de stockage de masse.

Il s’agit aussi d’une décision de freinage des projets qui affecte le futur et ne règle pas le présent.

Changer en douceur la croissance des renouvelables

Elle est lourde de conséquences économiques et sociales pour des filières qui se sont développées artificiellement grâce aux obligations d’achat. Aussi faudrait-il prévoir un changement de rythme en douceur. Mais elle aurait le mérite de bien faire comprendre que le stockage de l’énergie électrique est décisif pour la poursuite de la progression des renouvelables dès lors qu’un seuil est atteint.

L’erreur majeure commise lors du lancement des obligations d’achat a été précisément de ne pas fixer un niveau maximum à atteindre et des tarifs d’achat dégressifs à différents paliers de puissance installée intermédiaire pour arrondir la courbe de déploiement d’une part et pousser à la performance économique de l’autre. On peut imaginer que ce seuil maximum fasse l’objet d’une vision perspective donnée par la Commission de Régulation de l’Electricité afin de donner de la visibilité aux acteurs.

Développer des solutions performantes de stockage de masse

Pour l’avenir, les enjeux industriels du développement du stockage de masse de l’électricité sont immenses à condition de développer des solutions performantes, à l’inverse d’une filière hydrogène produit par électrolyse de l’eau. L’UE peut, dans ce domaine, initier des actions de R&D dont les issues sont de nature à dynamiser nos économies tant les besoins mondiaux sont considérables.

Cependant il existe des solutions simples, connues, éprouvées et peu onéreuses à mettre en œuvre, ce sont les appareils domestiques ou industriels à accumulation télécommandés par courants porteurs comme les chauffe-eau à accumulation. Le chauffage électrique domestique à accumulation existe et il est aussi facile à télécommander que les cumulus d’eau chaude sanitaire sans attendre le déploiement de compteurs sophistiqués.

La volonté « idéologique » de vouer le chauffage électrique aux gémonies joue en défaveur des EnR électriques. Notamment en Allemagne, où la consommation totale en énergies primaires par habitant est la même qu’en France avec une consommation électrique plus basse et une consommation de gaz… plus élevée.

Chauffage électrique par accumulation pour stocker

En France, où le chauffage électrique est plus développé, une opération de remplacement des appareils de chauffage sans inertie par des appareils à accumulation permettrait de lisser les consommations et de donner à plus de clients domestiques le bénéfice des options « effacement » et « heures creuses ».

Ceci reviendrait à avoir une autre approche du fonctionnement en heures creuses. Actuellement, un courant porteur enclenche les appareils pour une durée déterminée et les appareils se séparent du réseau par atteinte des températures nominales. Demain, le gestionnaire du réseau devrait pouvoir lancer l’enclenchement des appareils plusieurs fois par jour et la séparation des appareils serait faite soit par leurs thermostats, soit par l’envoi du courant porteur mettant fin à la période d’heures creuses.

En puissance cumulée, cette opération aurait un effet intéressant.

Conclusion.

La situation atteinte par le niveau de production des EnR électriques met en péril la sûreté des systèmes électriques de l’UE et conduit les investisseurs à stopper sine die le renouvellement du parc des installations thermiques frappées d’obsolescence technique et environnementale. Ceci est préjudiciable au bon fonctionnement du parc, à son avenir et à l’environnement.

Il existe des solutions à effet immédiat et des solutions à plus long terme. Il est impératif pour les gouvernements de prendre rapidement des décisions.