La flexibilité selon RTE

Le 22 janvier 2020 par Valéry Laramée de Tannenberg
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Objectif : adapter le réseau aux contraintes de la PPE sans trop investir.
Objectif : adapter le réseau aux contraintes de la PPE sans trop investir.
VLDT

Le gestionnaire des lignes à haute tension va expérimenter l’équilibrage de son réseau grâce à des batteries de forte puissance. Le premier pas d’une évolution rendue nécessaire par l’arrivée massive des sources de production intermittente.

C’est un peu la réponse du berger à la bergère. Quelques heures après la publication de la future politique énergie climat gouvernementale, RTE s’invite dans le débat. Pas question pour le gestionnaire du réseau de lignes de transport d’électricité (GRT) de porter le moindre jugement sur les projets de stratégie nationale bas carbone ou de programmation pluriannuelle de l’énergie. Son propos est tout autre. «Si nous voulons mettre en œuvre la PPE, nous devons anticiper», explique le président du directoire François Brottes.

plus de souplesse

Comprendre: donner plus de souplesse au fonctionnement des réseaux de lignes à haute tension; lesquels devront fournir la même qualité de service avec moins de base nucléaire et plus de production intermittente. «En gros, résume Jean-François Carenco, le président de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), nous devons passer d’un système où il y avait 150 sites d’injection à une architecture qui comptera des centaines de milliers d’installations de production d’électricité.»

Globalement, RTE a deux possibilités: développer les réseaux en affinant leur maillage ou innover. Le premier axe est mort-né. «Investir dans de nouvelles infrastructures, ça coûte du cash. Et nos concitoyens ne veulent plus de violences environnementales», estime le gendarme en chef des marchés de l’énergie. Traduction: autoriser RTE à multiplier ses kilométrages de ligne et ses forêts de réseaux alourdirait le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (Turpe[1]) et donc le montant de la facture d’électricité. Place donc aux nouvelles technologies!

programme Ringo

Ce mercredi 22 janvier, RTE a donc annoncé le lancement de son programme Ringo. Dérogeant au droit européen qui interdit à un GRT d’investir dans la production ou le stockage, la filiale d’EDF consacre 80 M€ à l’expérimentation de systèmes de stockage d’électricité.

A Bellac (Haute-Vienne), Vingeanne (Côte d’Or) et Ventavon (Hautes-Alpes), trois industriels[2] vont mettre en service, d’ici au printemps 2022, trois batteries d’une dizaine de mégawatts chacune. Ce système permettra d’absorber à un endroit un surplus de production tout en le déstockant ailleurs. Une solution élégante pour assurer l’équilibrage du réseau de transport sans tirer de nouveaux câbles. L’expérience devrait durer deux à trois ans. Si les performances de ce dispositif de stockage et de maintien de l’équilibre s’avèrent positives, RTE laissera sans doute le champ libre au secteur privé pour multiplier ces outils de flexibilité électrique, a indiqué Olivier Grabette, directeur général adjoint de RTE, en charge de l’innovation.

La nouvelle cheffe de la distribution d’électricité. Par un communiqué, Enedis annonce, ce 22 janvier, la nomination de Marianne Laigneau à la présidence de son directoire. Conseillère d’Etat, elle a occupé différentes fonctions au sein de Gaz de France (aujourd’hui Engie) et d’EDF. Depuis 2017, elle était la directrice du groupe EDF en charge des questions internationales. Elle succède à Philippe Monloubou, atteint par la limite d’âge. 

Sera-ce suffisant ? Sans doute pas. Jean-François Carenco a d’ailleurs promis d’améliorer les outils existant, comme l’interruptibilité des grands industriels volontaires ou l’effacement. En attendant d’aller plus loin, notamment dans le pilotage des consommations et l’accroissement des interconnexions.

quid de l'hydrogène?

L’hydrogène: un bon candidat pour le stockage d’électricité ? Sans aucun doute, répond Thomas Veyrenc, notamment pour assurer un stockage intersaisonnier de l’électricité, très complémentaire du stockage de court terme que pourraient assurer les batteries de voitures électriques. A condition de produire cet vecteur énergétique par électrolyse de l’eau.

Actuellement, l’essentiel de l’hydrogène est issu des hydrocarbures. Les raffineries françaises produisent environ 1 million de tonnes d’hydrogène par an, relâchant dans l’atmosphère une dizaine de millions de tonnes de gaz carbonique.

Pour le directeur de la stratégie et de la prospective de RTE, la France peut imaginer produire 630.000 tonnes d’hydrogène décarboné par an à l’horizon 2030. «Cela représente une consommation de 30 TWh/an d’électricité[3], mais réduirait de 6 millions de tonnes la production française de CO2, une économie du même ordre que celle produite par la fermeture des dernières centrales au charbon de l’Hexagone.»



[1] Le Turpe est de très loin la principale ressource financière des gestionnaires de réseaux de transport et de distribution d’électricité.

[2] Blue Solution (groupe Bolloré), Saft (groupe Total) et ASI (groupe Nidec).

[3] Soit environ 5% de la production française d’électrons dans 10 ans.