Méta-analyse La flexibilité grâce au couplage de l'électricité, de la chaleur et des transports Metaanalyse Flexibilität durch Kopplung von Strom ...
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Méta-analyse
La flexibilité grâce au couplage de
l’électricité, de la chaleur et des
transports
Metaanalyse
TRADUCTION
Flexibilität durch Kopplung von
Strom, Wärme & Verkehr, April 2016
Novembre 2016
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Méta-analyse
La flexibilité grâce au couplage de l’électricité, de la chaleur et des transports, Avril 2016
2
Résumé de l’agence pour les énergies renouvelables
(Agentur für Erneuerbare Energien)
Cette méta-analyse étudie et compare les résultats de 25 études distinctes proposant différents scénarios
énergétiques des besoins de flexibilité du système électrique (futur) et des possibilités d’ajustement via
l’utilisation d’électricité dans les secteurs de la chaleur et des transports, ainsi que par la production de carbu-
rant à base d’électricité (power-to-gas / power-to-liquid). L’analyse porte d’une part sur l’utilisation des excé-
dents temporaires d’électricité. D’autre part, elle présente les répercussions sur la consommation d’électricité
ou sur les capacités de production nécessaires, si l’électricité issue d’énergies renouvelables (EnR) a pour vo-
cation de remplacer progressivement les sources d’énergie fossiles dans les secteurs de la chaleur et des
transports. L’analyse prend en compte l’électromobilité, les pompes à chaleur, le power-to-heat, ainsi que les
combustibles et carburants de synthèse (power-to-X, power-to-gas / power-to-liquid).
Elle actualise les précédentes études comparatives sur l’évolution de la production d’électricité à partir
d’énergies renouvelables en Allemagne, sur la consommation d’électricité et sur la charge maximale annuelle.
Elle comprend également les ordres de grandeur des charges résiduelles maximales attendues, aussi bien
positives que négatives (des valeurs par ailleurs rarement indiquées dans les études). En revanche, elle ne
s’intéresse pas à la manière dont la charge résiduelle positive sera à l’avenir couverte, les besoins futurs en
matière de centrales pilotables ayant déjà été traités par une méta-analyse publiée fin 2013 sur la plate-forme
radar à études (Forschungsradar). Le développement possible du stockage d’électricité a été examiné dans le
cadre de cette même plate-forme en janvier 2015 ; une actualisation est en cours concernant l’utilisation de
combustibles et carburants à base d’électricité.
Méta-analyse
La flexibilité grâce au couplage de l’électricité, de la chaleur et des transports, Avril 2016
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Radar à études
Transition énergétique
MÉTA-ANALYSE
Avril 2016
La flexibilité grâce au
couplage de l’électricité, la
chaleur et les transports
Méta-analyse : La flexibilité grâce à l’intégration sectorielle
Radar à études sur la transition énergétique
La flexibilité : besoins et options au sein du système énergétique
allemand
Selon l’objectif climatique fixé par le gouvernement fédéral allemand, les émissions de gaz à effet
de serre doivent baisser en Allemagne d’au moins 40 % d’ici 2020 et de 80 à 95 % d’ici 2050 par
rapport à 1990. Le développement des énergies renouvelables et l’amélioration de l’efficacité
énergétique doivent avant tout permettre d’atteindre cet objectif. Les sources d’énergies
renouvelables les plus prometteuses à cet égard, à savoir l’éolien et le solaire, deviennent ainsi
des piliers essentiels du système énergétique. Mais en raison de leur caractère variable,
équilibrer à tout moment production et demande d’électricité pour préserver la stabilité du
système sera désormais plus complexe. Les besoins de flexibilité du système augmentant avec la
croissance des énergies renouvelables variables, l’utilisation ciblée de moyens de d’ajustement
s’avère donc nécessaire.
Si les énergies renouvelables variables ne suffisent pas à couvrir la demande d’électricité
(= charge résiduelle positive), il faut recourir aux centrales pilotables ou à l’effacement de
certaines consommations. À l’inverse, en situation d’excédent (= charge résiduelle négative),
l’électricité produite à partir de l’énergie éolienne ou solaire doit être utilisée le plus
judicieusement possible ; en envisageant la réduction de la puissance injectée de ces installations
seulement lorsque toutes les options de flexibilité ont été exploitées.
Le système énergétique offre un vaste éventail de possibilités de flexibilité jusqu’ici plus ou moins
développées et utilisées :
importer de l’électricité lorsque la charge résiduelle nationale est positive et en exporter
lorsqu’elle est négative ;
développer et transformer le réseau en Allemagne et en Europe pour augmenter les capacités
de transport de l’électricité et ainsi les effets d’ajustement à l’échelle suprarégionale ;
des installations pilotables produisant de l’électricité en fonction des besoins (flexibiliser les
centrales fossiles existantes et les installations utilisant la biomasse, utiliser des moyens de
production hautement flexibles tels que les turbines à gaz pour les pointes de charge) ;
connecter ou déconnecter des consommateurs flexibles (gestion de la demande/demand-side-
mangement) tels que les véhicules électriques, les moyens électriques de production de
chaleur (pompes à chaleur, power-to-heat) et certains processus industriels ;
charger ou décharger les dispositifs de stockage d’énergie : stations de transfert d’énergie par
pompage (STEP), batteries, stockage par air comprimé, power-to-gas (PtG), power-to-
liquid (PtL);
réduire la puissance injectée des installations de production d’électricité renouvelables en cas
de charge résiduelle négative (gestion de l’injection).
Cette méta-analyse étudie et compare les résultats de 25 études distinctes. Elles proposent
différents scénarios énergétiques des besoins de flexibilité du système électrique (futur) et des
possibilités d’ajustement via l’utilisation d’électricité dans pour la chaleur et les transports, ainsi
que pour la production de carburant à base d’électricité ( power-to-gas / power-to-liquid).
L’analyse porte d’une part sur l’utilisation des excédents temporaires d’électricité. D’autre part,
elle présente les répercussions sur la consommation d’électricité ou sur les capacités de
production nécessaires, si l’électricité issue d’énergies renouvelables (EnR) a pour vocation de
remplacer progressivement les sources d’énergie fossiles pour de la chaleur et les transports.
L’analyse prend en compte l’électromobilité, les pompes à chaleur, le power-to-heat, ainsi que les
combustibles et carburants de synthèse (power-to-X, power-to-gas / power-to-liquid).
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Méta-analyse : La flexibilité grâce à l’intégration sectorielle
Radar à études sur la transition énergétique
Elle actualise les précédentes études comparatives sur l’évolution de la production d’électricité à
partir d’énergies renouvelables en Allemagne, sur la consommation d’électricité et sur la charge
maximale annuelle. Elle comprend également les ordres de grandeur des charges résiduelles
maximales attendues, aussi bien positives que négatives (des valeurs par ailleurs rarement
indiquées dans les études). En revanche, elle ne s’intéresse pas à la manière dont la charge
résiduelle positive sera à l’avenir couverte, les besoins futurs en matière de centrales pilotables
ayant déjà été traités par une méta-analyse publiée fin 2013 sur la plate-forme radar à études
(Forschungsradar). Le développement possible du stockage d’électricité a été examiné dans le
cadre de cette même plate-forme en janvier 2015 ; une actualisation est en cours concernant
l’utilisation de combustibles et carburants à base d’électricité.
Précisions sur la démarche employée et interprétation de l’analyse
comparative
Cette méta-analyse compare les résultats de différentes études portant sur les besoins et
potentiels en matière de flexibilité au sein du système électrique allemand. Les approches et axes
analytiques varient d’une étude à l’autre. De plus, les scénarios énergétiques modélisés se basent
sur des hypothèses et cadres parfois très différentes. Puisque cette disparité n’est pas sans
impact sur les résultats, il faut en tenir compte dans leur interprétation.
D’une manière générale, il convient de distinguer les études et scénarios suivants :
Études modélisant le système énergétique dans son ensemble et prenant en compte différents
secteurs : transformation, transports, résidentiel, industrie et tertiaire. Les bilans énergétiques
dressés par ces études sont plus ou moins détaillés, certains peuvent par exemple intégrer les
1
pertes de conversion, pouvant avoir un impact important pour les technologies PtX . Parmi ces
études figurent Prognos/EWI/GWS 2014, DLR/IWES/IfnE 2012 et Öko-Institut/Fraunhofer ISI
2015.
Études ciblant les besoins de flexibilité liés à la part croissante des énergies renouvelables
variables dans le système électrique, ainsi que les options de flexibilité. Souvent, le côté
consommation est analysé de façon moins détaillée. BEE/BET 2013 et Fraunhofer IWES/Agora
Energiewende 2015 en sont des exemples.
Études portant sur un seul secteur. Plusieurs des études prises en compte se concentrent sur
le secteur des transports. Elles analysent les transformations possibles de l’approvisionnement
énergétique dans les transports, ainsi que le rôle que pourraient jouer les énergies
renouvelables, ou plutôt l’électricité et les carburants basés sur l’électricité.
DLR/ifeu/LBST/DBFZ 2014/2015 et Öko-Institut 2014 en sont des exemples. D’autres études
s’intéressent au seul secteur de l’électricité (décarbonation de la production électrique, stabilité
du réseau, contribution à la transition énergétique). L’analyse de l’interaction avec d’autres
secteurs est dans ce cas très limitée, les problématiques posées par cet aspect n’étant pas
explicitement prises en compte. Fraunhofer IWES et al. 2014 en est une, par exemple.
Études ciblant les technologies de stockage. Les systèmes de stockage peuvent contribuer à la
flexibilisation du système énergétique et au maintien de l’équilibre offre/demande à chaque
instant. Les systèmes de stockage ont des caractéristiques très diverses (court terme / long
terme, électrique / chimique / mécanique / thermique, destiné à un secteur particulier / à
1
PtX : Power-to-X
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Méta-analyse : La flexibilité grâce à l’intégration sectorielle
Radar à études sur la transition énergétique
plusieurs secteurs) et ne présentent pas le même niveau de développement ni la même
rentabilité. Agora Energiewende 2014 et OTH/FENES/Energy Brainpool 2015 en font partie.
Les objectifs et limites conceptuelles des différentes études sont à prendre en compte dans
l’interprétation des résultats parfois très différents.
Évolution de la consommation d’électricité en Allemagne
Selon l’objectif fixé par le gouvernement fédéral allemand, la consommation d’électricité devrait
baisser de 10 % en Allemagne d’ici 2020 par rapport à 2008. En chiffres absolus, la consommation
brute d’électricité devrait ainsi passer de 618 térawatt-heures par an (TWh/a) à 556 TWh/a. En
2015, elle était de 600 TWh (AG Energiebilanzen 2016). Pour atteindre l’objectif, une baisse
importante est encore nécessaire.
Pour la période 2030-2035, six des scénarios énergétiques analysés tablent sur une
consommation brute d’électricité de 561 TWh/a au maximum, qu’il s’agisse de prévisions des
tendances (Prognos/EWI/GWS 2014) ou de scénarios cibles (p. ex. Öko-Institut/ Fraunhofer ISI
2015 : Scénarios climat 80+95). Trois études ou scénarios prévoient une stagnation aux environs
de 600 TWh, tandis que le scénario « SZEN-16 KLIMA 2050 » de Nitsch 2016 mise sur une
augmentation considérable de la consommation d’électricité brute à l’horizon 2030, qui pourrait
atteindre 733 TWh.
Cette fourchette très large des résultats témoigne du poids différent accordé à deux tendances
contraires : d’un côté, il y a les économies réalisées grâce aux gains d’efficacité énergétique, de
l’autre la demande d’électricité supplémentaire liée aux nouveaux consommateurs. Plusieurs
études partent du principe que la consommation d’électricité ne baissera pas à long terme, même
si l’efficacité énergétique progresse considérablement. Elles fondent cette hypothèse
essentiellement sur l’utilisation accrue de l’électricité dans les secteurs de la chaleur et des
transports, avec l’utilisation de technologies telles que les pompes à chaleur, les véhicules
électriques ou encore les combustibles et carburants à base d’électricité.
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Méta-analyse : La flexibilité grâce à l’intégration sectorielle
Radar à études sur la transition énergétique
Méta-analyse : La flexibilité grâce au couplage de l’électricité, la chaleur et les transports
Scénarios de l’évolution de la consommation d’électricité brute en Allemagne
Cette analyse comparative illustre l’énorme disparité des hypothèses des scénarios énergétiques. D’une part, la consommation
des usages électriques traditionnels doit baisser significativement pour lutter contre le réchauffement climatique. D’autre part,
des excédents temporaires de production d’électricité apparaissent dans les scénarios avec une part très importante
d’énergies renouvelables variables. Pour une production énergétique respectueuse du climat, ils pourraient être utilisés pour
la chaleur et les transports. Les valeurs les plus élevées pour la consommation d’électricité se trouvent dans les scénarios
utilisant non seulement l’électricité excédentaire pour la chaleur et les transports, mais aussi dédiant une part supplémentaire
d’électricité à ces secteurs pour atteindre les objectifs climatiques.
Térawatt-heures scénarios futurs env. 3000 ----
fourchette
Au fil du temps, la différence entre les scénarios s’accentue. Sept scénarios prévoient une baisse
de la consommation brute d’électricité en 2050 par rapport à aujourd’hui, de 475 TWh par an pour
le scénario cible de Prognos/EWI/GWS 2014 jusqu’à 574 TWh par an pour le scénario A de
DLR/IWES/IfnE 2012. Cinq scénarios mentionnent des ordres de grandeur entre 600 et 700 TWh
par an et neuf scénarios vont nettement plus loin puisqu’ils misent sur plus de 1000 TWh par an
(ex. « KLIMA 2050 » de Nitsch 2016). L’ordre de grandeur de 1000 TWh par correspond d’ailleurs
au potentiel technique national de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables défini
par DLR/ifeu/LBST/DBFZ 2015.
La demande d’électricité esquissée par UBA 2014 pour l’année 2050 est très différente de celle
prévue par les autres études. La valeur très élevée de presque 3000 TWh est due à l’objet de son
étude. Cette dernière vise non seulement la neutralité carbone pour le système électrique, mais
aussi pour l’approvisionnement énergétique dans son ensemble, chaleur et carburants y compris.
Dans ce scénario, l’électricité est le vecteur énergétique principal. Dans cette étude, l’électricité
est également utilisée pour la fourniture de matières premières chimiques dans l’industrie. Les
technologies power-to-X jouent un rôle essentiel en fournissant de l’hydrogène renouvelable, du
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Méta-analyse : La flexibilité grâce à l’intégration sectorielle
Radar à études sur la transition énergétique
méthane, des carburants liquides ou des produits chimiques grâce à l’électrolyse et autres
processus. Comme la production de combustibles et carburants renouvelables est associée à
d’importantes pertes de conversion, les besoins en électricité sont ici bien plus élevés que dans
les autres études retenues. Le potentiel national de production d’électricité à partir d’énergies
renouvelables est ainsi largement dépassé, ce qui implique un rôle majeur pour les imports
d’électricité et de combustibles et carburants produits à partir d’énergies renouvelables.
Puissance installée en Allemagne pour la production d’électricité à
partir d’énergies renouvelables
En 2015, la puissance installée pour la production d’électricité d’origine renouvelable atteignait
97 gigawatts (GW). Avec respectivement environ 45 et 40 GW, l’éolien et le photovoltaïque
dominent très largement ce tableau. Pour la période 2030-2035, huit des études analysées dans
cette méta-analyse tablent sur une progression des capacités de production d’énergies
renouvelables, avec au total environ 140 à 160 GW. Huit autres scénarios envisagent même une
croissance plus importante, pour atteindre 170 à 246 GW au total.
À l’horizon 2050, la capacité de production des énergies renouvelables se maintiendra dans une
fourchette de 170 à 200 GW pour cinq scénarios (dont Prognos/EWI/GWS 2014), tandis que cinq
autres mentionnent des valeurs pouvant atteindre 275 GW. Dans dix autres, une augmentation
bien plus importante est envisagée pour la puissance en énergies renouvelables, pouvant aller de
290 GW à près de 540 GW (scénario 90 % de Fraunhofer ISE 2015).
Quasiment tous les scénarios attribuent plus de 90 % de la puissance installée en énergies
renouvelables à l’éolien et au photovoltaïque, dans seuls quelques scénarios ce taux est un peu
plus faible (ex. IWES/IAEW/SUER 2014). En revanche, le potentiel de développement de
l’hydroélectricité est globalement considéré comme très limité et celui de la géothermie en grande
partie comme incertain, alors que l’importance de la biomasse dans le futur mix énergétique fait
2
l’objet de controverses . Les capacités de production d’électricité variable jouent donc un rôle
essentiel dans l’approvisionnement énergétique du futur.
2
Cf. la méta-analyse « Pistes pour utiliser les bioénergies » (Metaanalyse « Nutzungspfade der Bioenergie »)
d’octobre 2015
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Méta-analyse : La flexibilité grâce à l’intégration sectorielle
Radar à études sur la transition énergétique
Méta-analyse : La flexibilité grâce au couplage de l’électricité, la chaleur et les transports
Scénarios de la puissance installée en éoliennes et centrales photovoltaïques en Allemagne
Méta-analysede
La comparaison : La flexibilité
différents grâce auénergétiques
scénarios couplage des secteurs
récents électricité,
permet chaleur
de constater et fourchette
une transportsimportante pour le
Scénarios dedes
développement la puissance installée des éoliennes
énergies renouvelables (variables)et centrales
attendu photovoltaïques
(pour les scénarios deenréférence)
Allemagne ou considéré comme possible
ou souhaitable (pour les scénarios climatiques cibles) Les valeurs représentant les puissances totales installées à partir
d’énergies renouvelables en Allemagne se situent entre env. 170 GW et plus de 500 GW pour l’année 2050.
Éolien terrestre Éolien en mer Photovoltaïque
Gigawatts scénarios futurs
Production d’électricité à partir d’énergies renouvelables en
Allemagne
En 2015, 196 TWh d’électricité provenaient d’énergies renouvelables, soit 30 % de la production
électricique (AG Energiebilanzen 2016). Jusqu’à 2030, la moitié des scénarios étudiés prévoit une
poursuite de cette progression pour atteindre environ 290 à 320 TWh par annuel. L’autre moitié
table sur une contribution parfois bien plus importante (jusqu’à 471 TWh par an pour Nitsch 2016 :
KLIMA 2050). En fonction du volume total d’électricité, la part des énergies renouvelables variera
entre 47 % (prévisions de référence de Prognos/EWI/GWS 2014) et 71 % (Greenpeace 2015) à
l’horizon 2030-2035, et dans la plupart des cas entre 60 et 67 %. En 2050, les scénarios basés sur
la plus faible production d’électricité renouvelables prévoient entre 350 et 430 TWh par an d’ici
2050. Ceux avec une plus forte contribution des énergies renouvelables tablent sur des volumes
allant de 600 TWh par an (ex. Fraunhofer IWES et al. 2014) à 874 TWh par an (Nitsch 2016 : KLIMA
2050).
L’objectif visé par les pouvoirs politiques à l’horizon 2050, à savoir une part d’au moins 80 %
d’énergies renouvelables, est loin d’être atteint dans trois scénarios tendanciels misant sur 63 à
68 % (ex. Prognos/EWI/GWS 2014). Dans les autres scénarios, la part d’électricité renouvelable
varie entre 80 et 100 %. En revanche, toutes les études s’attendent à ce que les sources variables,
l’éolien et le solaire, soient à l’avenir très largement majoritaires dans la production. Pour ces
sources d’énergie, la production d’électricité variera entre 210 TWh par an (Prognos/EWI/GWS:
Trendprognose) et 386 TWh par an (Nitsch 2016: KLIMA 2050) d’ici 2030-2035. À plus long terme,
à savoir à l’horizon 2050, les contributions estimées de l’éolien et du solaire vont de 282 à
769 TWh par an, les valeurs extrêmes provenant de ces mêmes scénarios.
www.forschungsradar.de avril 2016 | page 7Méta-analyse : La flexibilité grâce à l’intégration sectorielle
Radar à études sur la transition énergétique
Méta-analyse : La flexibilité grâce au couplage de l’électricité, la chaleur et les transports
Méta-analyse : La flexibilité grâce au couplage des secteurs électricité, chaleur et transports
Scénarios de l’évolution de la production d’électricité et de la part des énergies renouvelables
Scénarios de l’évolution de la production d’électricité et de la part des énergies renouvelables en Allemagne
en Allemagne
Le graphique ne permet pas de voir s’il y a besoin d’importer de l’électricité pour couvrir la consommation ni si la
Le graphique ne permet pas de voir s’il y a besoin d’importer de l’électricité pour couvrir la consommation ni dans quelle mesure d’éventuels besoins
chaleur et les pour
supplémentaires transports
la chaleurreprésentent unsont
et les transports besoin
pris ensupplémentaire en électricité.
compte. Les cinq scénarios Leslacinq
qui affichent plus scénarios avec en
grosse production la 2050
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production sur2050
la lutte contre
sont tousle réchauffement
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contre grands besoins en électricité
le réchauffement climatique pour
etles secteurs de
prévoient delatrès
chaleur et des
grands
transports.
besoins en électricité pour la chaleur et les transports.
Production d’énergies renouvelables (TWh) Autre production (fossile, nucléaire, stockage) (TWh) Part des énergies renouvelables (%)
(((pourcentage) (pourcentage)
térawattheures
Térawatt-heures scénarios scénarios futurs pourcentage
pourcentage
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Radar à études sur la transition énergétique
Méta-analyse : La flexibilité grâce au couplage de l’électricité, la chaleur et les transports
Méta-analyse : La flexibilité grâce au couplage des secteurs électricité, chaleur et transports
Scénarios
Scénarios dede productiond’électricité
la production d’électricité éolienne
éolienne et photovoltaïque
et photovoltaïque en Allemagne
en Allemagne
La comparaison de différents scénarios énergétiques récents permet de constater une fourchette importante de la production d’électricité
La comparaison de différents scénarios énergétiques récents permet de constater des différences importantes au regard du développement attendu,
éolienne et solaire au regard du développement attendu, ou considéré comme possible et souhaitable. Pour l’année 2050, la production
ou considéré comme possible et souhaitable, de la production d’électricité éolienne et solaire. Pour l’année 2050, la production totale d’électricité à
totale
partir d’électricité
d’énergies à partir d’énergies
renouvelables (y comprisrenouvelables (y la
l’hydroélectricité, compris l’hydroélectricité,
biomasse et la géothermie)laest
biomasse et la géothermie)
estimée entre estTWh.
env. 360 et 870 estimée entre
Certains env. 360
scénarios
neetprévoient
870 TWh. Certains
pas scénarios
de production ne prévoient
d’électricité à partirpas
de de production
géothermie d’électricité
ou de biomasse ààlong
partir de géothermie
terme ou ne donnentoupas
de biomasse à long
d’indications terme
précises ouégard
à cet ne
(p.donnent pas d’indications
ex. Fraunhofer précises àIWES/IBP
ISE 2015 ; Fraunhofer cet égard (ex. Fraunhofer
2015). Les scénariosISE 2015 ; également
diffèrent Fraunhofer enIWES/IBP 2015).laLes
ce qui concerne scénarios
prise en comptediffèrent également
d’importations et
concernant la
d’exportations prise en
et quant compte d’importations
à l’utilisation et d’exportations
de l’électricité pour et l’utilisation
la chaleur et les transports. de l’électricité pour la chaleur et les transports.
Éolien terrestre Éolien en mer Photovoltaïque
Térawatt-heures scénarios
futurs
www.forschungsradar.de avril 2016 | page 9Méta-analyse : La flexibilité grâce à l’intégration sectorielle
Radar à études sur la transition énergétique
Charge résiduelle
La forte croissance de la part des énergies renouvelables variables exige plus de flexibilité, non
seulement de la production d’électricité complémentaire, mais aussi de la demande. Les valeurs
extrêmes de la charge résiduelle attendue laissent présager l’ampleur des besoins futurs en
matière de flexibilité du système électrique. La charge résiduelle est la différence entre la
consommation d’électricité effective (= charge) et le volume d’électricité injecté à partir d’énergies
renouvelables variables (l’éolien, le photovoltaïque et l’hydroélectricité au fil de l’eau). Elle
représente la puissance à couvrir par des unités de production d’électricité réglables. La
production d’électricité pourra dépasser la demande en cas d’injection simultanée de volumes
importants d’électricité éolienne et photovoltaïque : ces excédents temporaires constituent une
charge résiduelle négative. L’exportation d’électricité ou une augmentation ciblée de la demande,
par exemple en rechargeant les véhicules électriques, peuvent permettre de réduire cette charge
résiduelle négative.
La probabilité de voir apparaître une telle charge résiduelle négative augmente avec la croissance
de la part des énergies renouvelables (variables). La plupart des études tablent sur quelques
heures de charge résiduelle négative à partir de 2020 et sur des périodes plus fréquentes et plus
3
longues à partir de 2030 .
3
Pour l’instant, aucune charge résiduelle négative n’a encore été enregistrée à l’échelle nationale. Les
excédents de production restent pour l’instant localisés, l’effacement de capacités de production à partir
d’énergies renouvelables (gestion de la charge) étant motivée exclusivement par des congestions du réseau
ou la présence d’un trop grand nombre de centrales non flexibles (centrales must run, Must-Run-Anlagen ).
www.forschungsradar.de avril 2016 | page 10Méta-analyse : La flexibilité grâce à l’intégration sectorielle
Radar à études sur la transition énergétique
Méta-analyse : L’interaction des secteurs de l’électricité, de la chaleur et des transports
Les besoins en flexibilité dans le secteur électrique : scénarios de l’évolution de la charge résiduelle en
Allemagne
La charge résiduelle correspond à la demande d’électricité restante après déduction de la production injectée à partir d’énergies
renouvelables. Une charge résiduelle positive signifie qu’il faut produire davantage d’électricité, en importer, ou diminuer la consommation,
pour équilibrer production et consommation. Si la charge résiduelle est négative, la production est supérieure à la demande. Il est possible
de réduire la production des centrales pilotables et d’activer des consommateurs supplémentaires ou des systèmes de stockage. Quand
toutes ces options de flexibilité et les possibilités liées à l’exportation de l’électricité sont exploitées, il faut effacer la production des
éoliennes et installations solaires.
Charge résiduelle minimale Charge résiduelle maximale Gigawatts
Les (rares) études chiffrant la charge résiduelle négative dans leurs scénarios la situent entre
-18 GW (Fraunhofer IWES/Agora Energiewende 2015) et -84 GW (BEE/BET 2013) pour l’année
2030. Pour 2050, ces estimations varient entre -61 GW et -145 GW. Les valeurs maximales
retenues pour la charge résiduelle positive se situent entre environ 40 et 80 GW. Ces valeurs sont
en général directement liées à la charge maximale annuelle prévue par les différentes études.
www.forschungsradar.de avril 2016 | page 11Méta-analyse : La flexibilité grâce à l’intégration sectorielle
Radar à études sur la transition énergétique
Méta-analyse : La flexibilité grâce au couplage de l’électricité, la chaleur et les transports
Scénarios de l’évolution des charges maximales et minimales annuelles en Allemagne
Très peu d’études indiquent la charge minimale. Pour la charge maximale annuelle, en revanche, de nombreuses études partent du
principe qu’elle restera fortement corrélée à la consommation annuelle d’électricité. Or, la prise en compte de nouvelles charges
flexibles dans les domaines de la chaleur et des transports n’a en général pas pour effet d’augmenter la charge maximale.
L’hypothèse est en effet que ces consommations n’ont lieu que si les capacités de production sont suffisantes. L’étude
« Kombikraftwerk 2 » illustre la différence par rapport à la charge maximale liée aux nouveaux consommateurs, lors d’une offre
importante d’électricité à partir d’énergies renouvelables.
Charge maximale annuelle Charge minimale annuelle
Gigawatts scénarios futurs
gigawatts scénarios
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Radar à études sur la transition énergétique
Gestion de la demande et de l’injection (effacement/ réduction de la
puissance injectée)
La gestion de la demande (en anglais : demand-side management, DSM) se réfère aux reports de
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consommations, aux charges activables ou interruptibles. L’ajout d’un consommateur d’électricité
au réseau produit les mêmes effets que le chargement d’une batterie ou la mise en arrêt d’un
générateur d’électricité. Le potentiel en matière d’effacement de la demande est en général
décliné par secteur de consommation. Pour les ménages, il concerne notamment les véhicules à
batterie électrique, les systèmes photovoltaïques équipés d’une batterie, les pompes à chaleur, les
radiateurs à accumulation, les chauffe-eau électriques, ainsi que le gros électroménager (lave-
vaisselle, lave-linge, sèche-linge, réfrigérateur et congélateur). Dans le secteur commerce,
artisanat et services, la gestion de la charge peut passer par des consommations contrôlables
d’électricité telles que les installations frigorifiques ou le chauffage des locaux. Dans le secteur
industriel, ce sont en général les processus pilotables des filières aluminium, chlore, papier, acier
et ciment qui entrent en ligne de compte dans ce domaine.
La quantification du potentiel de gestion de la demande varie fortement d’un scénario à l’autre.
Les objectifs de lutte contre le changement climatique et l’utilisation d’électricité dans les secteurs
de la chaleur et des transports sont des facteurs décisifs. Les hypothèses relatives à l’évolution
des véhicules électriques jouent un rôle important, l’électromobilité offrant un potentiel élevé pour
le stockage flexible de l’électricité. En théorie, les nouvelles charges supplémentaires capables
d’absorber de façon ciblée la production d’électricité excédentaire revêtent un potentiel très élevé.
À cet égard, il convient de mentionner en particulier les solutions power-to-heat.
Quand toutes les autres options d’ajustement sont épuisées, il est nécessaire de limiter l’injection
d’électricité à partir d’énergies renouvelables (écrêtement dynamique) pour préserver la stabilité
du réseau (= gestion de l’injection au sens de l’art. 14 de la loi allemande sur les énergies
renouvelables, EEG). Si les charges résiduelles négatives sont de courte durée et les excédents
d’électricité par conséquent relativement faibles, il est souvent plus économique de déconnecter
ou mettre à l’arrêt des moyens de production plutôt que d’explorer d’autres options de flexibilité
supplémentaires (ex. développer le stockage et le réseau « au dernier kilowattheure près »). Sur
cette base, les gestionnaires de réseau de transport s’attendent pour 2035 à l’écrêtement de
5,1 TWh dans leurs scénarios B1/B2. Pour 2050, la fourchette de l’écrêtement va de 1,2 TWh (UBA
2010) à 37 TWh (Agora Energiewende 2014 : scénario de référence sans développement du
stockage).
Vecteurs d’énergie chimique à base d’électricité (PtG, PtL)
La technique power-to-gas (PtG) permet de produire par électrolyse de l’hydrogène renouvelable
qui peut être transformé ensuite en méthane de synthèse (également appelé méthane vert ou
« gaz éolien » (en allemand : Windgas)). Il est en outre possible de se servir de l’électricité pour
produire des carburants liquides renouvelables (power-to-liquid). L’hydrogène, le méthane et les
carburants liquides peuvent être stockés et utilisés dans des secteurs très divers : dans la
production d’électricité (par la reconversion en électricité), dans les transports (ex. pour les
voitures dotées d’une pile à combustible, les navires, les avions), pour la chaleur industrielle et
comme substance chimique de base dans l’industrie. Les procédures de production de carburants
à base d’électricité en sont pour l’instant à un stade précoce de recherche et de développement.
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NdT : en allemand zuschaltbare Lasten
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Radar à études sur la transition énergétique
Très complexes du point de vue technique, elles sont également énergivores et très coûteuses. De
nombreuses études partent du principe que les autres options de flexibilité (notamment la
consommation directe d’électricité dans les domaines des transports et de la chaleur, ainsi que la
gestion de la demande) sont suffisantes pour utiliser rentablement les éventuels excédents
d’électricité. La plupart des scénarios prévoient de ce fait le recours aux électrolyseurs et aux
installations de méthanisation seulement à partir de 2030 environ.
Méta-analyse : La flexibilité grâce au couplage de l’électricité, la chaleur et les transports
La puissance installée destinée à la conversion de l’électricité en combustibles gazeux ou liquides
(power-to-gas / power-to-liquid)
Les estimations des différentes études analysées varient beaucoup sur les perspectives de conversion de l’électricité en
hydrogène, en méthane ou en carburants liquides. Néanmoins, elles sont toutes d’accord qu’aucune production notable n’est à
prévoir avant 2030 en raison du coût et des pertes de conversion. Les valeurs les plus élevées se trouvent dans les scénarios
aux objectifs climatiques ambitieux ; le power-to-gas (PtG) et le power-to-liquid (PtL) s’inscrivent dans ces scénarios aussi dans
une démarche d’approvisionnement énergétique respectueux du climat. D’autres scénarios proposent des valeurs nettement
plus faibles, à savoir ceux qui ne visent pas les 100 % d’énergies renouvelables dans le secteur de l’électricité ou qui
s’intéressent exclusivement aux besoins en matière de stockage de ce secteur.
Gigawatts
fourchette
La fourchette des installations PtX attendues en 2050 est extrêmement large. Ces énormes
différences sont liées à deux facteurs : le développement plus ou moins avancé des énergies
renouvelables (variables) utilisées pour la production d’électricité (plus leur pourcentage est
grand, plus les périodes de production excédentaire se multiplient) et les objectifs de lutte contre
le réchauffement climatique, et donc aussi le recours à l’électricité et aux vecteurs énergétiques à
base d’électricité dans d’autres secteurs (ex. transports, industrie, chaleur). Quelques auteurs se
montrent sceptiques quant au potentiel à long terme des combustibles et carburants produits
avec de l’électricité (ex. Prognos/EWI/GWS 2014). D’autres (ex. DLR/IFEU/LBST/DBFZ 2014 ; UBA
2014) y voient en revanche un potentiel considérable pour la décarbonation des secteurs des
transports et de la chimie. La plupart parmi eux misent en premier lieu sur l’hydrogène (ex. Nitsch
2016 ; Fraunhofer ISE 2013), d’autres aussi sur le méthane (ex. DLR/IFEU/LBST/DBFZ 2014) ou
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Radar à études sur la transition énergétique
sur les carburants liquides (ex. Öko-Institut 2013 ; UBA 2014). Ce scepticisme s’explique par les
pertes d’énergie supplémentaires engendrées au cours de la transformation de l’hydrogène en
méthane ou en carburant liquide. La technologie PtL offre en revanche l’avantage de permettre
l’utilisation des technologies automobiles existantes (« combustion ») et même une application
dans le transport des marchandises. De plus, des technologies et infrastructures éprouvées sont
disponibles pour le stockage et le transport. Pour les installations PtX, les études prises en
compte indiquent une consommation d’électricité de 0 TWh (Öko-Institut/Fraunhofer ISI 2015 :
Scénario mesures actuelles et Scénario climat 80) à 596 TWh (scénario 2 de
DLR/IFEU/LBST/DBFZ 2014).
Si l’étude UBA intitulée L’Allemagne décarbonée (Treibhausgasneutrales Deutschland), ou plutôt
l’étude Öko-Institut 2013 sur laquelle elle se fonde, applique une valeur si élevée pour la
consommation d’électricité, cela s’explique par la prise en compte de la part allemande dans les
transports maritimes et aériens internationaux. Ce choix va au-delà des limites officielles de ce
type de bilan à l’heure actuelle et des méthodes utilisées par d’autres études.
Méta-analyse : La flexibilité grâce au couplage de l’électricité, la chaleur et les transports
La consommation d’électricité pour la production de combustibles ou carburants de synthèse (power-to-
gas / power-to-liquid) en 2050 en Allemagne
Les estimations des différentes études analysées varient beaucoup sur les perspectives de conversion de l’électricité en
hydrogène, en méthane ou en carburants liquides. Les valeurs les plus élevées se trouvent dans les scénarios aux objectifs
climatiques ambitieux ; le power-to-gas (PtG) et le power-to-liquid (PtL) s’inscrivent dans ces scénarios aussi dans une démarche
d’approvisionnement énergétique respectueux du climat. D’autres scénarios proposent des valeurs nettement plus faibles, à savoir ceux
qui ne visent pas les 100 % d’énergies renouvelables dans le secteur de l’électricité ou qui s’intéressent exclusivement aux besoins en
matière de stockage de ce secteur.
Térawatt-heures
fourchette
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Radar à études sur la transition énergétique
Le besoin en gros volumes de stockage, comme le PtG, dépend surtout de la part des énergies
renouvelables dans la production d’électricité. À quel moment ces systèmes d’accumulation
seront indispensables ou rentables est actuellement controversée. Certaines études évoquent
60 % d’énergies renouvelables dans le mix électrique, d’autres auteurs s’attendent à une part de
80 %. Le recours au stockage chimique de longue durée dépendra surtout de l’évolution des
technologies et de leur coût. Sur le long terme, le coût de ces systèmes de stockage pourrait
baisser.
De l’électricité à la chaleur : les pompes à chaleur et le power-to-
heat
Les solutions power-to-heat permettent de valoriser l’électricité excédentaire en l’utilisant pour
produire de la chaleur. Pour certaines études, ces solutions visent uniquement la production
centralisée de chaleur au moyen de chaudières à électrodes pour les réseaux de chaleur à
distance (Öko-Institut/Fraunhofer ISI 2015) ; pour d'autres (ex. BEE/BET 2013 et Fraunhofer
IWES/IBP 2015), elles recouvrent aussi bien les chaudières électriques intégrées dans les réseaux
de chaleur à distance que l’ajout de résistances aux chauffages individuels décentralisés
(chaudière à condensation, mini-cogénération, pompe à chaleur gaz). Dans certains cas, le terme
« power-to-heat » est utilisé pour désigner tout type de transformation de l’électricité en chaleur
ou en froid, englobant ainsi les chauffages électriques, les pompes à chaleur, les machines
frigorifiques et les fours à haute température. Souvent, sa définition n’est pas précise (ex. Agora
Energiewende 2014).
La présente méta-analyse ne tente pas de définir le terme power-to-heat, mais compare
simplement les volumes d’électricité indiqués dans les différentes études pour la fourniture de
chaleur. Outre la consommation d’électricité par le chauffage électrique centralisé ou décentralisé
ou les pompes à chaleur, certaines études incluent également la chaleur industrielle et la
climatisation (ex. Nitsch 2016 ; Fraunhofer IWES/IBP 2015). Les indications fournies ne sont donc
pas toujours comparables. Elles donnent néanmoins un ordre de grandeur de l’importance que
pourrait avoir l’électricité à l’avenir pour la chaleur.
Les études mentionnant séparément la consommation d’électricité des pompes à chaleur
indiquent pour 2030 une valeur comprise entre 18 TWh (Öko-Institut/Fraunhofer ISI 2015 :
Scénario mesures actuelles et Scénario climat 80) et 37 TWh (Öko-Institut/Fraunhofer ISI 2015 :
Scénario climat 95). Pour 2050, cette fourchette va de 21 TWh (Fraunhofer IWES et al. 2014) à
62 TWh (Öko-Institut/Fraunhofer ISI 2015 : Scénario climat 95).
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