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Puissance électrique intermittente éolienne et photovoltaïque en Allemagne : Simulation simplifiée d’écrêtage des pointes

Posté le par La rédaction dans Énergie

Tribune [Raymond Bonnaterre]

L’Allemagne, de part la volonté politique de ses dirigeants et de l’adhésion d’une majorité des citoyens à celle-ci,  est aujourd’hui le grand producteur européen de puissance électrique intermittente issue de son parc d’éoliennes quand il ya du vent et de son parc de modules photovoltaïques quand le soleil brille.

Les deux générations combinées conduisent à un profil de puissance à très forte variabilité (FIG.I) qui est amorti aujourd’hui lors des pointes de génération par de très fortes exportations (7,5 TWh au mois de Janvier 2014) vers les pays limitrophes ou directement connectés (Autriche, Suisse, Tchéquie, Danemark,  France, Lituanie, Pays-Bas, Pologne, Suède) et, lors des creux de production et de fortes demandes, par de copieuses importations d’énergie (3,2 TWh au mois de Janvier 2014).

L’Allemagne, bien implantée au sein du réseau électrique ouest-européen, met à profit sa situation géographique pour réguler ses excès de productions électriques intermittentes et subventionnées par le consommateur allemand. Les centrales nucléaires locales (12GW), les centrales au lignite (21,5 GW), celles au charbon (27,8 GW) ou au gaz naturel (27,9 GW) en concurrence directe avec les générations solaires (37,5 GW) et éoliennes (33,3 GW) prioritaires à l’emploi, assurent la stabilité du réseau allemand de façon, bien souvent, économiquement non satisfaisante, situation qui conduit certains à envisager de subventionner à leur tour ces centrales en secours (« subventions de capacités »).

Les acteurs allemands concernés (producteurs, régulateurs, consommateurs) mesurent les conséquences, pas toujours agréables, de règles de gestion du réseau anticoncurrentielles et subventionnées.

Les dispositifs de pompage-turbinage allemands qui pourraient efficacement réguler cette génération par écrêtage des pointes et apport de puissance à la demande présentent aujourd’hui une puissance limitée à 8,8 GW qu’il faut comparer aux puissances maximales générées qui dépassent parfois les 30 GW. Nul doute que les stations de pompage helvètes ou autrichiennes (3,1GW) doivent profiter de l’aubaine d’une puissance disponible à bon prix. Ceci justifie par exemple, la construction de la station de Nant de Drance dans le Valais pour un budget de 2 milliards de CHF, avec une puissance de pompage-turbinage de 900 MW (Ce qui conduit à mémoriser un investissement nécessaire autour de 1,8 milliard d’euros par GW). Elle sera opérationnelle en 2018 et délivrera sa pleine puissance électrique 7 à 8 heures par jour (2,5 GWh/an), aux heures de pointe. Cependant l’effondrement observé des prix de gros de l’électricité en Europe risque de refroidir nombre de projets d’investissements à venir dans ce genre de station. 

La demande de capitaux en infrastructures (réseau renforcé, stations de fortes puissances), comparée au prix de gros du MWh, nécessaire pour réguler les puissances des énergies intermittentes et assurer la pérennité de l’offre sera la principale limitation de montée en puissance de ces énergies en Europe.

Curieuse Europe, en surcapacité de production d’énergie électrique, continuant malgré-tout à investir massivement dans les énergies renouvelables subventionnées, où les prix de gros de l’électricité baissent et les prix de détail augmentent pour financer les subventions tarifaires aux énergies renouvelables de plus en plus abondantes, faisant fuir les entreprises électro-intensives utilisatrices et créant de ce fait encore plus de surcapacités. Boucle destructrice, inhérente à une règlementation qui méprise les règles élémentaires d’un marché concurrentiel.

L’utilisation prioritaire par le réseau ouest-européen, des ressources intermittentes subventionnées incite les acteurs financiers à investir sans se soucier des besoins d’un marché en déclin et met en péril les modes de générations traditionnelles d’électricité ; formes bannies et pourtant indispensables, là réside tout le paradoxe germanique de la primauté proclamée des énergies intermittentes subventionnées.

  • Figure1

Pour illustrer ces propos il est utile d’examiner les profils de puissance électrique générés en Allemagne durant le mois d’Avril, publiées quotidiennement par EEX (Fig.1).

La variabilité des puissances générées atteint les 81% (sigma/moyenne = 8,1 GW/ 10 GW) alors que celle des seules générations éoliennes dépasse les 100% (sigma/moyenne = 5GW/4,9GW). Procédé industriel diabolique dont l’écart type peut être supérieur à la moyenne.

Afin de simuler l’effet tampon de dispositifs de turbinage-pompage et en l’absence de la connaissance heure après heure des consommations allemandes, j’ai supposé un écrêtage systématique des pointes de puissance examinées ici à partir de 18 GW et une utilisation de cette énergie en stock pour combler les creux de puissance, avec pour contrainte, tenant compte de rendements de pompage et de turbinage de 95%, que le bilan énergétique en fin de mois soit nul. Il apparaît alors un minimum de puissance disponible de 5,1 GW pour une puissance installée théorique de 70 GW (Fig.2).

Bien sûr, cette simulation simplifiée d’une Allemagne isolée électriquement et disposant de puissance de pompage illimitée est assez théorique, mais je crois qu’elle donne une idée assez proche de ce qui se passerait si ce grand voisin germanique assurait lui-même la mise en stock et la régulation de ses productions anormales de puissances électriques, en investissant dans le doublement des dispositifs de pompage-turbinage. 

Bien-sûr, grâce à la solidarité du réseau électrique ouest-européen, il est pour l’Allemagne, moins onéreux aujourd’hui d’exporter ses surproductions aléatoires chez ses voisins. Ceci mériterait d’être plus souvent rappelé.

Par Raymond Bonnaterre

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