La flexibilité du réseau électrique est essentielle pour « éviter les coupures », selon M. Sefcovic

Les batteries et l’hydrogène peuvent apporter la flexibilité nécessaire au réseau électrique européen pour éviter les pannes dans un système énergétique de plus en plus dominé par l’intermittence de l’éolien et du solaire, a déclaré Maroš Šefčovič, vice-président de la Commission européenne chargé des Relations interinstitutionnelles et de la Prospective.

« La numérisation est le principal moteur de la flexibilité », a déclaré M. Šefčovič lors d’un événement en ligne organisé lundi 7 février pour marquer la clôture d’un projet de recherche européen de quatre ans portant sur les ressources de flexibilité du réseau électrique.

Le projet EU-SysFlex s’est conclu en février par un rapport qui examine les solutions permettant de gérer un système électrique reposant à au moins 50 % sur des sources d’énergie variables comme l’éolien et le solaire.

Sur la base de ces scénarios, le projet a identifié les pénuries techniques du futur système électrique, ainsi que les changements de marché et de réglementation nécessaires pour soutenir l’investissement dans ce que l’on appelle les « services système » qui apportent de la flexibilité au réseau.

« Une flexibilité accrue sera essentielle pour adapter davantage notre système électrique à une production d’électricité renouvelable variable et distribuée » tout en évitant une expansion coûteuse du réseau électrique européen, a déclaré M. Šefčovič lors de l’événement.

« En particulier, les batteries et l’hydrogène peuvent être des sources importantes de flexibilité », a ajouté le commissaire, avant de préciser que « nous pouvons également être plus flexibles en faisant un meilleur usage de tous les appareils connectés au réseau, comme les pompes à chaleur, les batteries de voiture ou les réfrigérateurs ».

L’accent mis par l’UE sur la flexibilité du réseau est motivé par les objectifs climatiques actualisés de l’Union pour 2030 et 2050, qui ont été adoptés l’année dernière. D’ici à la fin de la décennie, l’UE entend réduire ses émissions de gaz à effet de serre d’au moins 55 % par rapport aux niveaux de 1990 et tirer d’énergies renouvelables comme l’éolien et le solaire 40 % de sa consommation d’énergie.

Toutefois, ces sources d’électricité intermittentes soumettent le réseau électrique à une pression sans précédent, faisant de la recherche de flexibilité un élément essentiel de la transition écologique de l’UE.

« La flexibilité peut bien sûr être assurée par les technologies de stockage », a déclaré M. Šefčovič. Mais de nombreuses autres solutions sont proposées, a-t-il ajouté, affirmant que leur déploiement à grande échelle est « le seul moyen de garantir à long terme une flexibilité suffisante dans le réseau électrique européen et d’éviter les pannes d’électricité ».

Avec l’électrification du chauffage et des transports, le nombre de dispositifs connectés au réseau ne cessera d’augmenter, a fait remarquer le commissaire. En outre, le potentiel de flexibilité du côté de la demande reste actuellement « largement inexploité », a-t-il ajouté, en faisant référence aux systèmes de contrôle intelligents qui peuvent éteindre les appareils connectés lorsqu’ils ne sont pas utilisés.

En ce qui concerne les transports, M. Šefčovič a cité la « recharge bidirectionnelle intelligente » des véhicules électriques, affirmant qu’elle « peut favoriser une meilleure adéquation entre l’offre et la demande, et offrir un outil important pour remédier à la congestion locale des réseaux de distribution ».

La numérisation, un outil clé

Toutes ces solutions ont en commun de reposer sur les technologies numériques. La numérisation « permet de passer à un système énergétique distribué multidirectionnel, dans lequel les sources de demande participent activement à l’équilibre de l’offre à toutes les échelles », a déclaré le commissaire.

La bonne nouvelle est que la plupart des technologies sont déjà disponibles. Ce qu’il faut maintenant, c’est apporter un « esprit d’urgence » et accélérer le déploiement sur le marché, selon Vera Silva, directrice de la technologie chez GE Grid Solutions, qui s’est exprimée lors de l’événement.

« Nous ne pouvons pas continuer à exploiter le système comme nous le faisons aujourd’hui », a souligné Mme Silva. Prenant l’exemple de l’Irlande, elle a déclaré que les projections pour 2030 montraient que le fonctionnement du réseau serait instable 50 % du temps si rien n’était fait pour mieux synchroniser les flux d’électricité.

« Des pénuries ont été identifiées la moitié du temps. C’est donc une indication claire que le statu quo ne fonctionnera pas », a-t-elle averti.

EirGrid, l’opérateur du réseau électrique irlandais, est déjà capable de gérer des quantités massives d’énergie renouvelable, avec jusqu’à 96 % de la demande satisfaite par l’énergie éolienne le 6 février de cette année par exemple.

« Nous exploitons un système électrique où, pendant certaines périodes, nous fonctionnons à 75 % de SNSP  (ou production d’électricité non synchrone, ndlr) » a déclaré Liam Ryan, responsable de l’innovation et de la planification chez EirGrid. « Et nous allons fonctionner à 95 % à 100 % de SNSP d’ici la fin de la décennie », a-t-il souligné.

« Nous savons que nous pouvons le faire », a-t-il toutefois ajouté, affirmant que l’Irlande atteindra d’ici 2030 un stade où 85 % en moyenne de l’électricité proviendra de sources renouvelables non synchrones.

Le plus grand défi, a-t-il ajouté, sera de répondre à la demande d’électricité lorsqu’il n’y a pas de vent ou de soleil.

Le stockage à long terme est « le prochain obstacle que nous devrons surmonter », a déclaré M. Ryan. « Et je pense que celui qui trouvera cette solution sera multimilliardaire du jour au lendemain ».

Gagner les cœurs et les esprits

En attendant, le défi immédiat consiste à gérer les flux d’électricité dans un système énergétique comportant un nombre croissant de petites installations de production d’énergie distribuée comme l’éolien et le solaire.

Et là encore, la plupart des solutions sont déjà à portée de main, selon les participants au projet EU-SysFlex.

« Plus que la percée technologique, c’est la conception du marché qui est en jeu », a déclaré Vera Silva, de GE. « Parce que si nous n’avons pas la bonne structure de marché, il est difficile pour les utilisateurs de la technologie de savoir quand et où investir. Et cela crée des retards similaires pour les fournisseurs de technologie. C’est pour moi l’un des plus grands défis si nous voulons être prêts pour 2030. »

Et M. Ryan d’acquiescer, affirmant que le marché doit évoluer plus rapidement. « Parce que nous avons besoin de signaux d’investissement à long terme pour que les investisseurs puissent conduire les innovations qui sont nécessaires pour que cela se produise réellement », a-t-il déclaré.

« Ces décisions doivent être prises maintenant pour que nous puissions entrer dans le nouveau paradigme dans lequel nous opérerons d’ici à la fin de la décennie », a-t-il ajouté.

Mais il ne sera pas facile d’atteindre les objectifs de l’UE en matière d’énergie propre à l’horizon 2030. Dans toute l’Union, des communautés locales ont résisté à la construction de nouvelles lignes électriques ou se sont opposées à des parcs éoliens qui, selon leurs détracteurs, gâchent des paysages ruraux vierges ou des sites touristiques.

En Allemagne, le nouveau gouvernement vise à produire 80 % d’énergie renouvelable d’ici à 2030, malgré l’opposition locale à l’expansion du réseau électrique et les contraintes liées à l’espace disponible pour installer de nouvelles éoliennes.

En France, certains maires ont refusé d’installer des compteurs intelligents, considérés comme la base de la numérisation du réseau électrique, tandis que les pêcheurs ont bloqué la construction de nouveaux parcs éoliens en mer.

« Le grand défi consiste à gagner le cœur et l’esprit des communautés et des citoyens », a déclaré M. Ryan. « Nous devrons construire certaines infrastructures pour que cela se produise réellement, et donc nous assurer que les communautés comprennent qu’elles font partie intégrante de la transition ».

Réseau électrique bidirectionnel

Il existe également des défis opérationnels, comme la nécessité de mieux coordonner la synchronisation des réseaux entre les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) au niveau local et les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) qui gèrent les réseaux électriques au niveau national et international.

L’électrification croissante des utilisations finales comme le chauffage et les transports « va nécessiter une mise à niveau des réseaux », avec une plus grande « contrôlabilité et observabilité » des utilisations finales, a déclaré Elaine O’Connell, fonctionnaire européenne à la direction générale de l’Energie de la Commission européenne.

« En particulier, les GRD devront jouer un rôle opérationnel supplémentaire » pour débloquer les solutions de flexibilité des ménages au niveau local, a-t-elle ajouté.

Vera Silva, de GE, a également souligné la nécessité de renforcer les réseaux, mais a déclaré que l’on pouvait faire beaucoup en déployant des technologies numériques. À cet égard, le projet EU-SysFlex a identifié les processus et interfaces nécessaires pour soutenir un réseau électrique bidirectionnel.

« Plusieurs aspects doivent encore être résolus » en matière de modernisation du réseau, a déclaré M. Silva, citant les « exigences d’interopérabilité » entre les dispositifs connectés au réseau, les « modèles de données » pour les échanges d’informations et « la manière dont ces différents outils et systèmes s’interfaceront les uns avec les autres ».

« Nous devrons avancer plus rapidement sur tout ce qui concerne la normalisation et les codes de réseau », a-t-elle ajouté, mettant en garde contre une approche descendante de la réglementation, qui consisterait à dire aux fournisseurs de technologies de se conformer aux normes dictées par Bruxelles.

Une telle approche « descendante » « ne nous permettra pas d’être prêts pour 2030 », a-t-elle averti, appelant à « une collaboration plus précoce afin que nous puissions réellement fournir ces solutions à temps ».

Nouveaux codes de réseau

Plus tôt, M. Šefčovič a déclaré que la Commission européenne avait commencé à travailler sur un code de réseau modifié afin de supprimer les obstacles réglementaires au développement de la flexibilité du côté de la demande, affirmant que cela permettra « un passage à un système électrique multidimensionnel ».

Mme O’Connell a apporté des précisions à ce sujet. La dernière réforme des règles du marché de l’électricité de l’UE, adoptée en 2018, soutient déjà la flexibilité du côté de la demande, « mais certains obstacles que nous avons identifiés subsistent et le nouveau code de réseau y remédierait », a-t-elle déclaré, admettant qu’il y avait « encore pas mal de travail » à faire dans ce domaine.

Parmi les domaines clés qui seront couverts par les nouveaux codes de réseau figurent « la définition des services et des produits », « l’accès au marché et l’agrégation », « l’échange d’informations et de données » ainsi que « la coopération entre GRT et GRD », qui pourrait couvrir des domaines tels que la répartition de la charge, le stockage et la production distribuée.

« En 2022, nous réviserons également les lignes directrices relatives à l’attribution des capacités et à la gestion de la congestion » pour les marchés day ahead, qui couvre la négociation d’électricité pour le lendemain, et intraday, qui permet aux acteurs de la bourse de l’électricité de négocier les prix d’achat et de vente durant toute la journée. Ces marchés deviendront plus importants avec la poursuite du déploiement des énergies renouvelables, a précisé M. O’Connell.

Les régulateurs de l’énergie au niveau national et européen ont formulé des recommandations en décembre et la Commission publiera des lignes directrices actualisées « après l’été », après une consultation des parties intéressées avant les vacances, a-t-elle indiqué.

À plus long terme, l’agence européenne de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) étudie des modifications plus profondes de la conception du marché de l’électricité, suite à une demande des dirigeants européens d’examiner les moyens de stabiliser les prix de l’électricité pendant la crise énergétique actuelle.

Tous les intervenants de l’événement en ligne se sont accordés sur la nécessité d’accélérer ces réformes, affirmant que le temps presse avant que l’UE n’atteigne l’échéance de 2030 pour la réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre.

Liam Ryan, d’EirGrid, a souligné qu’il ne restait qu’environ 100 mois avant l’échéance de 2030.

« Chaque mois de retard représente un point de pourcentage de retard dans la réalisation de l’objectif », a-t-il déclaré, insistant sur le fait que les solutions identifiées dans le projet EU-SysFlex étaient toutes disponibles aujourd’hui.

« Nous devons maintenant agir et les mettre en œuvre », a souligné M. Ryan.