Débat public - Eoliennes en mer Nouvelle-Aquitaine
#EolMerNA Projet de parcs éoliens au large de l’île d’Oléron
Réponse publiée
Dans les réponses du maitre d'ouvrage aux questions, il indique souvent que l'interconnexion des réseaux électriques permettra de réduire les GES avec l'utilisation des énergies renouvelables tel que l'éolien offshore.
Premier point, l'interco des réseaux n'est pas faite partout à l'échelle Européenne ou de façon viable pour de telles puissances, en atteste le projet nécessaire du Golf de Gascogne réalisé par RTE (liaison Espagne / France) pour lequel le tracé prévu depuis plusieurs années est toujours à l'arrêt pour de multiples causes (notamment un manque d'études préalables qui auraient permis de soulever la problématique du Gouf de Capbreton bien avant, ceci-dit...).
Si j'essaie de comprendre un peu la situation en Europe :
- chaque pays doit réduire ses GES
- chaque pays doit augmenter le mix énergetique avec des ENR à la place de ses centrales polluantes
- les interco entre pays doivent être facilitées
Bien, maintenant passons au cas concret :
- France, hiver 2025, pas de vent, un temps pluvieux comme l'hiver 2020 donc peu lumineux, et des températures froides.
- en Europe, situation assez similaire
Si les ENR (vent ou photovoltaïque notamment) arrivent à produire un peu, on sait que chaque pays doit diminuer ses propres émissions de CO2. La production d'énergie locale via ENR pour chaque pays ira donc alimenter ces derniers en priorité, ais-je juste ?
Si oui, pour que la France puisse bénéficier d'une diminution des CO2 elle aussi, il faudrait que les parcs éoliens Français fonctionnent à plein régime. Or dans notre cas, il n'y a pas de vent. Il faudrait donc, puisque le maître d'ouvrage indique que ce sont ces interco qui pourraient résoudre le probléme, que l'ensemble des pays Européens ait produit un surplus de consommation d'ENR au même moment afin que notre cher pays n'utilise pas ses centrales polluantes en compensation de son manque de vent, est-ce correct ?
Seulement voilà, les ENR ne sont pas stockable, et les statistiques météos pas vraiment favorables. Alors on nous dira que "la technologie va vite évoluer", comme on le disait pour les déchets nucléaires à l'époque, or 40 ans après rien n'a bougé. Ou bien que nous attendons également les voitures volantes dont on nous parlait dans les années 80, quand tout juste aujourd'hui nous sautons de joie si notre twingo réussi un créneau automatique avec ses "bipbip" sans arracher la moitié de la portière passager.
Les ENR n'étant pas stockable, il faut donc qu'à l'échelle Européenne, à l'instant T, l'ensemble de la production des ENR soit excédentaire afin d'alimenter un pays déficitaire.
Sur le papier, en théorie, ça se tient. Mais dans la réalité, la météo ne s'arrête pas aux frontières d'un pays.
Ainsi, les anticyclones se positionnant ici et là participent à un effet de masse. Lorsque les tempêtes passent par exemple en France (comme Aurore hier), elles continuent en Italie et en Allemagne comme cela s'est vérifié au cours des catastrophes ces derniers mois. Quand il fait froid également, c'est de manière plutôt homogène sauf pays très éloignés de l'Europe (Danemark / Espagne par exemple).
J'aimerais donc, si j'ai bien compris le principe de l'interconnexion et du mix énergétique, que le maitre d'ouvrage m'explique quelle serait la probabilité que l'excédent d'une ENR produite en Europe, non stockable, à un instant T, puisse servir ailleurs que dans son propre pays dans différents scénarios météos ?
Qu'en cas de caprices météos, comment une augmentation des ENR à hauteur de 50% dans chaque pays permettrait à tous d'assurer leur offre énergétique locale s'il n'y a plus de pays pour compenser autrement ?
Et que si admettons, dans X années les ENR soient stockables, en quoi par exemple le projet RTE "Ringo", utilisant actuellement des batteries Lithium NMC à base de cobalt, nickel, et manganèse, serait moins polluant pour la planète quand on connait les procédés d'extraction et la situation des pays concernés ?
Réponse officielle :
La réponse de la maîtrise d'ouvrage :
Résumé :
Faire face à la variabilité de la production éolienne et solaire photovoltaïque constitue le principal défi à relever pour intégrer les énergies renouvelables au système électrique. Les objectifs fixés par la Programmation pluriannuelle de l’énergie de l’État sont absorbables par le réseau à l’horizon 2035, moyennant des adaptations « à la marge » et la mobilisation de divers leviers de flexibilité, notamment grâce à un système électrique plus fortement interconnecté à l’échelle européenne.
Avec un objectif de neutralité carbone en 2050, cette conclusion n’est plus valable au-delà de cette période, la variabilité intrinsèque de la production devenant plus importante au fur et à mesure du développement des éoliennes et des panneaux solaires. L’enjeu pour le système électrique sera alors de disposer de moyens suffisants pour couvrir les périodes de forte consommation résiduelle.
Ces enjeux sont analysés et documentés dans le rapport « Futurs énergétiques 2050 » publié par Rte, qui présente six scénarios d’évolution du mix électrique permettant d’atteindre la neutralité carbone à horizon 2050. Dans l’ensemble, les besoins de flexibilité sont en augmentation dans tous les scénarios mais dans des proportions variables selon les choix sur le mix, dont en particulier les interconnexions entre pays européens qui permettront d’atténuer les conséquences des variations locales et de faciliter la mutualisation des leviers de flexibilité, et ainsi réduire le bilan global d’émissions de gaz à effet de serre du système électrique.
Ainsi, développer les interconnexions est une option prioritaire pour atteindre la neutralité carbone au moindre coût. En effet, le foisonnement de la consommation variable est important à l’échelle européenne et réduit de l’ordre de 15% la pointe de consommation résiduelle, compte tenu des profils de consommation différents dans les différents pays européens et ne présentant pas la même sensibilité aux différents aléas.
S’agissant de l’éolien, les différents pays sont soumis à des régimes de vents différents et leurs productions ne sont qu’en partie corrélées. Il existe un certain degré de foisonnement entre les aléas de production éolienne, et un bénéfice à mutualiser en Europe les moyens pour gérer les situations de vents faibles. Les analyses menées sur les situations de concomitance d’une très faible production éolienne (moins de 10%) dans les différents pays européens lors de situations froides sur une partie du continent montrent que ces situations existent surtout en hiver, et avec une probabilité très faible, et que cette probabilité diminue lorsque l’on considère une échelle géographique plus large : cette concomitance arrive 6 % du temps en hiver en France et 0,3% du temps en hiver sur la France et ses premiers voisins européens. En intégrant ces différents effets sur les profils de production et de consommation à l’horizon 2050, la consommation résiduelle (production diminuée des productions renouvelables fatales) européenne est bien plus lissée que la consommation résiduelle française. Ainsi, le développement des interconnexions permet de tirer le meilleur parti du foisonnement de la consommation et de la production renouvelable à l’échelle européenne, en rendant également possible une mutualisation des moyens de flexibilité (batteries, centrales thermiques décarbonées…), avec un effet baissier sur les capacités à déployer dans chaque pays pour assurer la sécurité d’approvisionnement en Europe et par conséquent sur le bilan global des émissions de gaz à effet de serre du système électrique.
S’agissant du développement des interconnexions en Europe, de nouvelles interconnexions sont mises en service chaque année. A titre d’exemple, la liaison IFA 2 (1000 MW) entre la France et le Royaume-Uni a été mise en service en 2021, de même que la liaison Nord Link (1400 MW) entre la Norvège et l’Allemagne. De nombreux autres projets sont en cours de développement ou construction. En France, le Schéma décennal de développement du réseau (SDDR) de RTE est fondé sur la perspective d’un doublement de la capacité d’interconnexion de la France en 15 ans, reposant notamment sur le renforcement engagé avec l’Espagne via la ligne Golfe de Gascogne dont le fuseau de moindre impact a été validé en septembre 2021.
S’agissant des besoins en termes de stockage, dans les « Futurs énergétiques 2050 » les batteries sont mobilisées de manière importante pour la décarbonation du système énergétique, essentiellement pour les véhicules électriques et, plus marginalement, pour la fourniture de services au système électrique. Aussi, un des principaux leviers pour réduire la demande en métaux critiques des batteries consiste à accompagner la décarbonation des transports et le développement du véhicule électrique d’une approche de sobriété.
Développement
En octobre 2021, RTE a publié en réponse à une demande de l’État un rapport portant sur l’évolution du système électrique intitulé « Futurs énergétiques 2050 »[1], présentant six scénarios d’évolution du mix électrique permettant d’atteindre la neutralité carbone à horizon 2050. Cette étude est fondée sur une démarche inédite en matière de concertation et de transparence impliquant les parties prenantes intéressées à tous les stades de construction des scénarios, sur une durée de 2 ans. Ces scénarios intègrent une part de nucléaire allant de 0 % à 50 % du mix électrique et une part d’énergies renouvelables variant de 50 % à 100 %. L’éolien en mer représente quant à lui entre 12 et 31 %. Le rapport prend également en compte des variantes comme l’augmentation modérée de la consommation d’électricité, notamment dû à de nouveaux usages, ou encore l’influence de la sobriété et de l’efficacité énergétique sur la consommation d’électricité. Les scénarios prennent également en compte les besoins de flexibilité du système en particulier dans le contexte d’un développement massif des énergies renouvelables, ou encore les besoins de développement du réseau.
Faire face à la variabilité de la production éolienne et solaire photovoltaïque constitue le principal défi à relever pour intégrer les énergies renouvelables au système électrique. En moyenne, à l’échelle de quelques mois, l’éolien et le solaire photovoltaïque présentent des modes de production saisonniers différents et complémentaires, avec davantage d’énergie éolienne en hiver et de production photovoltaïque en été. Mais ce n’est pas le cas sur des échelles de temps plus courtes. Leur variabilité suscite des nouvelles questions pour maintenir un équilibre continu entre production et consommation.
À moyen terme (horizon 2030-2035), les derniers Bilans prévisionnels publiés par RTE depuis 2017 ont montré qu’une forte inflexion à la hausse dans le développement des énergies éolienne et photovoltaïque n’était pas susceptible de générer de difficultés spécifiques pour la gestion de l’équilibre offre-demande sous l’hypothèse d’une acceptation du critère de sécurité d’approvisionnement actuel et dans le cadre d’un système électrique plus fortement interconnecté à l’échelle européenne. Ainsi, le programme prévu par la programmation pluriannuelle de l’énergie de l’État (PPE) n’est pas tributaire d’un développement massif de capacités de stockage ou de nouvelles flexibilités dès lors que les hypothèses de la PPE sont respectées, c’est-à-dire un développement progressif des effacements et de la mobilité électrique, usage dont une partie est considérée comme flexible. À partir du moment où l’on cherche à atteindre l’objectif de neutralité carbone en 2050, cette conclusion n’est plus valable au-delà de cette période, la variabilité intrinsèque de la production devenant plus importante au fur et à mesure du développement de la production éolienne et photovoltaïque.
L’enjeu pour le système électrique sera alors de disposer de moyens suffisants pour couvrir les périodes de forte consommation résiduelle. Elle dépend des aléas sur la demande mais également des aléas météorologiques affectant la production éolienne et photovoltaïque, par exemple une période hivernale sans vent.
Dans l’ensemble, les besoins de flexibilité sont en augmentation dans tous les scénarios mais dans des proportions variables selon les choix sur le mix.
Ainsi, les scénarios de neutralité carbone nécessitent tous de développer des « flexibilités » en France pour assurer l’équilibre offre-demande. Différentes solutions de flexibilité, aux caractéristiques complémentaires, sont mobilisées pour couvrir les besoins de l’équilibre offre-demande :
- La production hydraulique ;
- La flexibilité de la demande (exemple : recharge programmée des véhicules électriques, effacements industriels…) ;
- En fonction des scénarios, il peut être nécessaire de construire de nouvelles unités thermiques (cycle combiné, turbine à combustion) devant nécessairement utiliser des combustibles décarbonés dans un scénario de neutralité carbone (hydrogène, biométhane, méthane de synthèse…) ou de développer des piles à combustible utilisant de l’hydrogène ;
- Des installations de stockage dédiées, en particulier des batteries stationnaires, dont les coûts ont fortement chuté au cours des dernières années, ont le potentiel de contribuer aux besoins de flexibilité ;
- Enfin, des réseaux électriques plus développés et interconnectés permettent de réduire le besoin des autres types de flexibilités et doivent donc être considérés comme un levier de flexibilité à part entière : via une intégration spatiale à grande échelle, les interconnexions entre pays européens permettront d’atténuer les conséquences des variations locales et de faciliter la mutualisation des leviers de flexibilité, et ainsi contribuer à la baisse du bilan global des émissions de gaz à effet de serre du système électrique.
Ainsi, développer les interconnexions est une option prioritaire pour atteindre la neutralité carbone au moindre coût.
En effet, le foisonnement de la consommation et de la production renouvelable variable est important à l’échelle européenne et réduit de l’ordre de 15% la pointe de consommation résiduelle. Les profils de consommation dans les différents pays européens sont différents et ils ne présentent pas la même sensibilité aux différents aléas. Par exemple, les besoins d’éclairage nocturne ne sont pas les même au nord et au sud de l’Europe, et les habitudes de vie, les décalages horaires et les spécificités nationales conduisent à des profils de consommation présentant aujourd’hui des différences. Cet effet se traduit en particulier sur les pointes de consommation dans les différents pays qui n’apparaissent pas au même moment. Ainsi, les pointes de consommation en Italie surviennent en été en milieu d’après-midi, celles des pays scandinaves en hiver en matinée tandis que celles de la France, l’Allemagne, la Belgique et les Pays-Bas se situent en hiver en soirée. Sur l’année 2018, au périmètre européen de l’ENTSO-E (association européenne pour la coopération des gestionnaires de réseau de transport - GRT - d'électricité), la pointe de consommation réalisée s’est avérée inférieure de près de 30 GW à la somme des pointes nationales (soit de l’ordre de 5% de la pointe).
À long terme, les scénarios d’atteinte de la neutralité carbone en Europe impliquent une forte croissance de la part des énergies renouvelables variables. Dans ce cadre, il est important d’examiner la corrélation entre les profils de production renouvelables selon les pays. L’hydraulique présente des profils de production différents et complémentaires selon les pays, avec notamment un fonctionnement différent entre la Scandinavie et les Alpes. Sur le photovoltaïque, le cycle jour/nuit de la production est évidemment commun à tous les pays européens. Un très léger degré de foisonnement existe, lié à la variabilité de l’ensoleillement selon les zones mais aussi au décalage des heures de production entre les pays les plus à l’est et ceux les plus à l’ouest et à l’amplitude journalière de l’ensoleillement entre les pays du nord et les pays du sud. Le sujet qui suscite le plus d’interrogations concerne le comportement des parcs éoliens à travers l’Europe en fonction des situations météorologiques. Les différents pays sont soumis à des régimes de vents différents et leurs productions ne sont qu’en partie corrélées. Il existe un certain degré de foisonnement entre les aléas de production éolienne, et un bénéfice à mutualiser en Europe les moyens pour gérer les situations de vents faibles.
L’inquiétude exprimée lors du débat public porte de manière plus précise sur la possible concomitance de situations de très faible production éolienne dans les différents pays européens lors de situations froides sur une partie du continent, notamment en cas de blocage anticyclonique sur une partie importante de l’Europe. Des analyses statistiques précises ont été menées sur le sujet : elles montrent que ces situations existent mais avec une probabilité très faible et sont principalement situées en hiver. Ainsi, si les périodes en hiver pendant lesquelles le facteur de charge éolien (terrestre et en mer) en France est inférieur à 10% représentent 6% du temps en hiver, les périodes où ce facteur est inférieur à 10% sur la France et ses premiers voisins ne représentent que 0,3% du temps. En intégrant ces différents effets sur les profils de production et de consommation à l’horizon 2050, la consommation résiduelle (production diminuée des productions renouvelables fatales) européenne est bien plus lissée que la consommation résiduelle française.
Le développement des interconnexions permet ainsi de tirer le meilleur parti du foisonnement de la consommation et de la production renouvelable à l’échelle européenne, en rendant possible une mutualisation des moyens de flexibilité (batteries, centrales thermiques décarbonées…). Ce développement induit donc un effet baissier sur les capacités à déployer dans chaque pays pour assurer la sécurité d’approvisionnement en Europe, et par conséquent sur le bilan global des émissions de gaz à effet de serre. Les résultats des simulations de l’équilibre offre demande européen montrent que les capacités d’interconnexion déjà existantes permettent de réduire de l’ordre de 70 GW les capacités à déployer dans les différents pays, par rapport à une situation théorique sans aucune capacité d’échange entre les pays.
Source : BP 2050 RTE, oct. 2021
Ainsi, au niveau national, la feuille de route énergétique prévoit un développement important des interconnexions. Le Schéma décennal de développement du réseau (SDDR) de RTE en 2019 est fondé sur la perspective d’un doublement de la capacité d’interconnexion de la France en 15 ans, passant d’une quinzaine de gigawatts aujourd’hui à une trentaine de gigawatts à l’horizon 2035. Il s’agit d’une cible volontariste, cohérente avec les priorités politiques de l’Union européenne et de la France et articulée avec le plan européen de développement du réseau (TYNDP) élaboré par ENTSO-E. Pour y parvenir, il sera nécessaire de développer les interconnexions sur toutes les frontières françaises. Une quinzaine de projets de développement ou de renforcement d’interconnexions, de maturités différentes, ont ainsi été analysés.
S’agissant de l’impact des systèmes de batteries sur la consommation des ressources :
Dans les « Futurs énergétiques 2050 », les batteries sont mobilisées de manière importante pour la décarbonation du système énergétique, à la fois pour les véhicules électriques (qui représentent 95% du parc de véhicules légers à l’horizon 2050) et pour la fourniture de services au système électrique (batteries dites «stationnaires»). Toutefois, les volumes en jeu pour ces deux types de fonctions sont d’ordres de grandeur très différents. Dans tous les scénarios étudiés, les batteries dédiées à l’équilibrage du système électrique à l’horizon 2050 représentent ainsi entre quelques gigawattheures et quelques dizaines de gigawattheures, soit des capacités sans commune mesure avec celles correspondant au parc de véhicules électriques au même horizon qui atteint plusieurs milliers de gigawattheures. L’essentiel de l’enjeu autour de la consommation en métaux critiques des batteries porte donc sur les effets associés à l’essor du véhicule électrique. Dans ce cadre, un des principaux leviers pour réduire la demande en métaux critiques des batteries consiste à accompagner la décarbonation des transports et le développement du véhicule électrique d’une approche de sobriété. Celle-ci repose notamment sur le fait de privilégier, lorsque cela est possible, le report modal vers les transports en commun ou des modes « doux » (vélo, marche…), l’autopartage et le covoiturage ou encore le recours à des batteries de petite taille pour les véhicules amenés à faire majoritairement de petits trajets quotidiens
Sources :
Futurs énergétiques 2050 :
BP2050_rapport-complet_chapitre7_securite-approvisionnement.pdf (rte-france.com)
BP2050_rapport-complet_chapitre12_analyse-environnementale.pdf (rte-france.com)
[1] Futurs énergétiques 2050 : les scénarios de mix de production à l’étude permettant d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050 | RTE (rte-france.com)
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