L intégration technique et économique de l énergie éolienne dans les systèmes électriques européens

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1 L intégration technique et économique de l énergie éolienne dans les systèmes électriques européens Céline HIROUX ADIS-GRJM, Université Paris-Sud XI Contexte Les tendances à moyen terme sont sans appel : d ici la prochaine décennie, l énergie éolienne représentera une part non négligeable de la production d électricité au niveau européen. En 2009, les capacités installées en Allemagne atteignaient les 20 GW ; au Danemark, la production d électricité d origine éolienne représentait en moyenne 20% de la consommation finale d électricité, et sur certaines périodes de l année, l énergie éolienne fournissait 120% de la consommation danoise, amenant le gestionnaire du réseau de transport danois, Energinet, à exporter une partie de son électricité vers la plaque scandinave. Mature économiquement et technologiquement par rapport aux autres filières de production électrique d origine renouvelable, l énergie éolienne est préconisée dans de nombreux scénarii pour atteindre les objectifs ambitieux mis en place au niveau européen par la transposition de la nouvelle directive européenne (Directive 2009/28/EC). L étude de référence de (Resch, et al, 2009) ainsi que le projet européen TRADEWIND proposent différents scénarios de développement de l énergie éolienne à moyen terme (2020) que nous résumons dans le tableau 1 pour 5 pays de l Union Européenne. Tableau 1. Scénarii de développement éolien à l'horizon 2020 en GW installés Scenario Tradewind 2008 Resch et al 2008 Countries Low Medium High Realisable scenario for 2020 Austria Denmark France Germany Spain Même si ces scénarii peuvent être discutés sur leurs hypothèses de calcul, les objectifs de l Union Européenne restent clairs. A l horizon 2020, le taux de pénétration des énergies renouvelables est fixé à 20% de la consommation finale d énergie. C est principalement le secteur électrique qui supportera une partie de cette contrainte, avec une part des ENR dans la production électrique qui devrait osciller, selon les pays, entre 30% et 40%. Et c est Page 1

2 principalement l énergie éolienne qui pourrait permettre d atteindre ces objectifs ambitieux puisque c est l une des rares technologies à être viable techniquement et économiquement. Une telle pénétration de l énergie éolienne dans la consommation électrique soulève de nombreuses questions quant à sa parfaite adéquation avec les contraintes techniques du système électrique et les besoins économiques liés à la libéralisation du secteur électrique. Avec un taux de pénétration de 20% d énergie éolienne dans la consommation finale d électricité, comment sera géré le réseau d électricité et comment peut-on envisager sa compétitivité sur le marché de l électricité? L objectif de ce travail de recherche a été d abord d identifier les principaux défis liés à une intégration massive d énergie éolienne pour ensuite proposer des solutions ou des recommandations stratégiques pour permettre une telle intégration avec un minimum de contraintes techniques et économiques. D une intégration marginale à une intégration massive d énergie éolienne : nouveaux défis? La littérature académique foisonne d articles et de rapports sur les questions d intégration de l énergie éolienne. Une large partie de cette littérature s arrête néanmoins à l évaluation du niveau d intermittence de la ressource éolienne et aux problèmes techniques de gestion du réseau électrique. Contrairement au sens littéraire du mot intermittence, qui signifie plutôt «qui démarre et s arrête de manière aléatoire», le mot intermittence définit plutôt ici le manque de prévisibilité de la variabilité de l énergie éolienne. L intermittence de l énergie éolienne est très spécifique à la ressource climatique (contexte météorologique) et à la topographie de la zone considérée. Les impacts directs de cette intermittence, eux, sont très spécifiques à la manière dont le système électrique a été configuré : niveau des réserves, mix énergétique et interconnexions. Ainsi, la grande majorité des études et des articles académiques qui évaluent le potentiel éolien et son impact sur le réseau sont extrêmement locales et les résultats ne sont que très difficilement généralisables. Néanmoins, une synthèse de cette littérature académique permet d isoler les 3 grands problèmes qu une intégration massive d énergie éolienne génère : 1. La variabilité (intermittence) affecte l ajustement à court et long terme de la production et la consommation 2. L énergie éolienne affecte la gestion des réseaux de transport et de distribution de l électricité 3. Les mécanismes de soutien créent des distorsions économiques sur les marchés électriques par une allocation non efficiente des risques opérationnels et financiers Ces trois problèmes sont fondamentaux si l objectif de développement des énergies renouvelables est coercitif. C est pourquoi il est indispensable de trouver des solutions et des innovations stratégiques pour permettre d atteindre les objectifs de l Union Européenne. Ce travail de recherche préconise en conséquence une solution à chaque problème qui peut se lire comme des recommandations de réflexion au niveau politique. Quelles solutions/innovations techniques et économiques pour assurer cette intégration? Le tableau 2 récapitule les trois axes de recherche qui ont été suivi lors de ce travail. Page 2

3 Tableau 2. Identification des problèmes et solutions proposées Problèmes identifiés La variabilité (intermittence) affecte l ajustement à court et long terme de la production et la consommation L énergie éolienne affecte la gestion des réseaux de transport et de distribution de l électricité Les mécanismes de soutien créent des distorsions économiques sur les marchés électriques par une allocation non efficiente des risques opérationnels et financiers Proposition de solution REDUIRE LA VARIABILITE Une gestion planifiée de la ressource éolienne sous contrainte de minimiser la variabilité sur les systèmes RENDRE LE RESEAU PRO-ACTIF Donner les moyens au gestionnaire de réseau de gérer activement les flux électriques REALLOUER LES RISQUES OPERATIONNELS ET FINANCIERS Responsabiliser les producteurs éoliens et repenser l architecture des marchés Vers une gestion centralisée de la ressource éolienne Depuis le début du développement des énergies renouvelables, l objectif a toujours été de développer au maximum les capacités installées et d inciter les producteurs à produire autant qu ils le pouvaient en leur garantissant un revenu fixe sur toute la durée de vie des équipements. En conséquence, les producteurs éoliens décidaient de l emplacement géographique de leur parc en fonction uniquement de la disponibilité de la ressource, et en suivant la logique d un investisseur privé (la contrainte étant alors la rentabilité du projet). La production est alors maximisée de sorte à capter un maximum de revenus. L analyse des effets à court et à long terme de l intermittence a montré que l intermittence modifiait les capacités d ajustement à court et à long terme de la consommation à la production. Ces effets sont particulièrement importants lorsque les investissements en capacités éoliennes et la production électrique ne sont pas gérés de manière centralisée mais selon une logique d investisseur dont l objectif est la maximisation du profit. Le premier postulat de recherche concerne donc la possibilité de gérer de manière centralisée la ressource éolienne de sorte à débusquer la ressource sous une double contrainte : La maximisation de la production de chaque parc La minimisation de la variabilité sur le système étudié Pour illustrer ce postulat, une analyse portant sur la théorie des portefeuilles a été appliquée sur la ressource éolienne (Roques, et al, 2010). Cinq pays européens ont été sélectionnés (France, Allemagne, Espagne, Autriche et Danemark) pour lesquels une base de données de la production éolienne a été constituée sur la base de données historiques. Une analyse financière des portefeuilles a ensuite été réalisée d abord sans considérer de contraintes (unconstrained portfolios) puis en intégrant des contraintes de réseaux. Des portefeuilles optimaux de gestion des parcs éoliens entre ces 5 pays ont permis de montrer dans quelle proportion les parcs éoliens devaient être développés pour maximiser la production tout en diminuant la variabilité de la production globale des 5 pays. Page 3

4 En s inspirant de cette recherche, l une des conclusions du présent rapport montre qu une gestion centralisée appropriée de la ressource doit permettre l identification de portefeuilles de localisation des parcs de sorte à maximiser d une part la production électrique issue des éoliennes et d autre part de minimiser les effets de la variabilité sur le système global considéré. Une mise en perspective de cette solution est l analyse des mécanismes de soutien de sorte que ces derniers intègrent pleinement les conditions d implantation des parcs éoliens. L une des pistes consisterait, par exemple, à régionaliser les tarifs d achat garanti de sorte à inciter les producteurs éoliens à s implanter dans des zones, où l impact de leur production sur la sécurité du système (ajustement à court terme/ajustement à long terme) soit minimisé. Une seconde conclusion justifierait la volonté européenne d harmoniser les politiques de soutien à l énergie éolienne, de sorte que la ressource puisse être gérée au niveau européen pour diminuer les problèmes d ajustement sur la plaque. Naturellement, ces questions politiques doivent intégrer les problématiques de gestion des réseaux d électricité à l échelle européenne. Vers une gestion proactive des réseaux d électricité Le deuxième problème qui a été isolé lorsqu on intègre massivement l énergie éolienne dans les systèmes électriques est celui de la gestion des réseaux de distribution et de transport de l électricité. La littérature ingénieure a permis d identifier les problèmes techniques que peuvent générer les éoliennes sur le réseau. Nous retenons trois dimensions spécifiques : La coordination économique entre les investissements en réseau et les investissements en capacité éolienne La tarification du réseau de transport pour traiter les situations de congestions La gestion des services-systèmes Afin de permettre une meilleure intégration de l énergie éolienne dans les réseaux d électricité, il est nécessaire d aboutir à une meilleure coordination entre les investissements en réseau de distribution, en réseau de transport et en capacité de production. Pour cela, ce travail de recherche préconise tout d abord une politique d allocation des couts de connexion de type zonale, permettant au gestionnaire de réseau de signaler via des mécanismes économiques, les meilleurs emplacements sur le réseau ; ce type de politique permettant aussi de ne pas pénaliser financièrement la connexion de petits parcs. Une meilleure coordination peut aussi être assurée par la mise en place d une structure de gouvernance ad-hoc entre les différents acteurs du réseau et notamment entre les gestionnaires des réseaux de distribution (à l échelle d une zone géographique spécifique), le gestionnaire du réseau et les investisseurs. Ainsi la connexion de parcs sur le réseau de distribution devrait être approuvée par le gestionnaire du réseau de transport dans l optique d optimiser l injection et la circulation des flux électriques. Une fois le problème de coordination réglé, la question de la tarification du réseau se pose. Une intégration massive d énergie éolienne impose nécessairement de repenser les incitations mises en place sur le système quant à la circulation de l électricité sur le réseau. Il s agit notamment de régler, dans le très court terme, les problèmes de congestion qui pourraient apparaître du fait de l intermittence de l énergie éolienne. La littérature académique reste unanime quant à la tarification optimale à mettre en œuvre : la tarification nodale (nœud par nœud) quand bien même cette même littérature s accorde aussi sur la complexité d une telle politique. La tarification zonale, bien que moins pertinente pour identifier précisément les nœuds liés à la congestion, représente une solution de second rang souvent favorisée par sa Page 4

5 facilité de mise en œuvre. Ce travail de recherche soutient l idée que les producteurs éoliens doivent aussi supporter la tarification mise en place. Pour cela, les mécanismes de soutien doivent intégrer les questions relatives au réseau de transport, et la question de la priorité sur le réseau des énergies renouvelables devra être remise en cause. Enfin, pour la gestion des services-systèmes, ce travail préconise la mise en place d opérateur de contrôle des parcs éoliens, comme c est le cas actuellement en Espagne. Ces opérateurs, placés au niveau du réseau de distribution, ont pour fonction de surveiller et de contrôler le fonctionnement des turbines (puissance active et réactive) sur une zone géographique précise. Grâce à des outils très performants, ces opérateurs surveillent plus de 300 paramètres concernant les turbines. Ils sont connectés en temps réel à l opérateur du système via le centre national de gestion des énergies renouvelables. Ce dernier peut aussi couper/déconnecter certaines turbines lorsque ces dernières mettent en danger la sécurité du système. Cette gestion permet de garder en production des parcs de production, tout en déconnectant uniquement certaines turbines. Ces centres spécialement dédiés aux énergies renouvelables permettent une meilleure intégration technique de la production aux contraintes du système. Ils imposent à l opérateur du système une gestion proactive du réseau et une surveillance spécifique accompagnée de contraintes propres aux énergies renouvelables. Vers une responsabilisation des acteurs sur les marchés électriques La dernière difficulté qu une intégration massive de l énergie éolienne va générer sur le système électrique concerne la mise en œuvre des mécanismes de soutien liés à l énergie éolienne. Les politiques de soutien aux énergies renouvelables trouvent leur justification dans les failles de marché liées principalement à la dimension de biens publics que les énergies renouvelables revêtent et aux externalités générées par les technologies conventionnelles de production d électricité (émission de gaz à effet de serre). Aussi, pour aider au développement des capacités éoliennes et à la production électrique, divers mécanismes de soutien ont été mis en place. Des résultats probants montrent que ces mécanismes ont en effet permis de développer l énergie éolienne dans de nombreux pays, mais leur utilité lorsque la technologie est massivement intégrée dans le système pose encore de nombreux défis économiques. Ces mécanismes ont dans leur majorité insensibilisé les producteurs éoliens des signaux économiques que le marché pouvait leur envoyer. Lors d une intégration massive, des distorsions économiques vont apparaître si une part importante de la production électrique est achetée à un tarif administré avec une priorité d accès. En conséquence, nous avons tenté d identifier le mécanisme de soutien qui permet une réelle adéquation entre les signaux de marché, la réactivité des producteurs et les risques supportés. Pour cela, une évaluation des mécanismes de soutien selon leur degré d adaptabilité aux règles de marché a été conduite (Hiroux et Saguan, 2010). Dans un premier temps, le marché électrique a été étudié dans sa conception des règles de marché et les signaux économiques optimaux ont été isolés pour aboutir à une solution de marché de premier rang («first best»). Suite à l analyse de ces signaux économiques, nous avons étudié chaque mécanisme de soutien par rapport à leur adaptabilité par rapport aux signaux de marché. Le tableau cidessous exprime de manière synthétique les principaux résultats (Hiroux, et Saguan, 2010). Les mécanismes de marché de demain doivent permettre une meilleure allocation des risques financiers et techniques entre les producteurs, les opérateurs de marché/réseaux et les consommateurs. Page 5

6 Figure 1. Mécanismes de soutien, signaux de marché et risques possibles Nous avons ainsi conclu qu en envisageant une intégration massive de l énergie éolienne dans les systèmes, le mécanisme de soutien à favoriser est celui de la prime ajoutée au prix du marché (solution actuelle de l Espagne). Cette solution, par ailleurs, apporte les bénéfices d un passage en douceur entre la période de subventionnement de la production à la période sans soutien. Enfin, une intégration massive d énergie éolienne tendra à modifier en profondeur l architecture des marchés de l électricité notamment dans son cadre référentiel. En intégrant de plus en plus d énergie difficilement prévisible dans les marchés de l énergie, les points de référence du marche ne seront plus le prix du marché en J-1 mais le prix (et les volumes échangés) sur les marchés infrajournaliers. Un glissement vers les marchés à très court terme est indiscutable. C est ainsi tout le cadre référenciel du marché qui passera des signaux en J-1 aux signaux en infrajournalier. Ce glissement aura des effets directs d une part sur la gestion de la sécurité du réseau à court terme et d autre part sur les stratégies concurrentielles possibles d autre part. Les impacts d un tel glissement restent encore peu analysés, et représentent une piste sérieuse quant aux perspectives de ce travail de recherche. Conclusions et mises en perspectives Ce travail de recherche a permis d isoler les problèmes majeurs liés à une intégration massive de l énergie éolienne et de proposer des solutions. D abord, une gestion centralisée de la ressource éolienne doit permettre d identifier les gisements d implantation de parcs éoliens de sorte à maximiser la production éolienne par parc tout en minimisant la variabilité totale de la production grâce à l effet de foisonnement. Ensuite, une gestion pro-active des réseaux de distribution et de transport doit permettre une meilleure coordination dans les investissements réseau, une tarification efficiente pour le traitement des congestions et une gestion fine des services-systèmes. Cette gestion pro-active suppose une modification du cadre réglementaire pour les gestionnaires de réseaux, et la mise en place de nouveaux outils de gestion des contraintes réseaux. Enfin, les mécanismes de soutien à mettre en place doivent permettre une meilleure allocation des risques financiers et techniques entre les producteurs éoliens, les opérateurs du système et les consommateurs. Néanmoins, des modifications profondes risquent d apparaître quant à l architecture des marchés de l électricité. Une large part d énergie éolienne risque, en effet, de modifier les bases du marché si les signaux prix de référence deviennent les prix sur les marchés infrajournaliers. Pour conclure, les résultats de ce travail de recherche conduisent à de nouvelles interrogations. Nous en retenons trois : Page 6

7 1. L analyse des capacités de stockage comme solution pour gérer l ajustement à court et long terme et son implication dans une nouvelle configuration des marchés électriques 2. L analyse des «smart grids» comme nouvel outil de gestion proactive des réseaux de distribution et son interaction avec la gestion proactive des réseaux de transport 3. L analyse de la gestion de la demande d électricité (DSM) pour améliorer la réactivité de la demande à l offre d énergie éolienne Page 7

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