L’avenir du système électrique européen

par Jean-Pierre Schaeken Willemaers
Institut Thomas More, Président, Pôle Energie, Climat, Environnement

 

L’évolution des systèmes électriques de l’Union Européenne est fondée sur une politique bas carbone. C’est, en effet celle qui est confirmée [1] par la Commission, le Parlement et le Conseil européen malgré la prise de conscience de la plupart des Etats membres [2] de ne pas pouvoir atteindre les objectifs de cette politique dans le secteur électrique à l’horizon 2020.
Actuellement et singulièrement depuis la COP 21, l’UE est le seul bloc (quelques rares pays, hors UE, ont également adopté cette approche) qui s’est engagé à mener immédiatement pareille politique avec tout ce que cela implique en termes de changement de paradigme, de lourds investissements indispensables à la poursuite des objectifs précités, de chute de compétitivité etc.

Le reste du monde se garde bien de se lancer précipitamment dans une telle aventure vu l’impact sur la croissance et la prospérité.

Quoiqu’il en soit, ce sont les considérations climatiques et la politique bas carbone qui en est la conséquence, qui sont principalement responsables de la mutation des systèmes électriques européens. Elles ont conduit, entre autres :

• à la pénétration croissante du renouvelable essentiellement intermittent dans le mix électrique [3] ;
• au stockage d’énergie pour pallier la variabilité des sources d’énergie solaires et photovoltaïques ;
• à une production thermique spécifique pour assurer la sécurité d’approvisionnement en électricité mise à mal par l’intermittence de l’éolien et du photovoltaïque;
• à une gestion de la demande pour compléter les mesures susmentionnées ;
• aux flux bidirectionnels dans les réseaux à cause de l’autoproduction, les consommateurs devenant générateurs d’électricité (‘prosumers’) grâce, par exemple, aux panneaux solaires installés sur les toits ;
• à un recours accru (par rapport aux systèmes sans renouvelable intermittent) à la numérisation et à l’intelligence artificielle pour faciliter et rentabiliser la gestion toujours plus complexe des réseaux électriques et en diminuer les coûts (smart grids), ainsi que de la production d’électricité ;
• à une forte augmentation du prix de l’électricité au consommateur.

Pour maîtriser leurs coûts de fonctionnement et améliorer leurs services aux clients ou aux partenaires, les sociétés d’électricité doivent donc réussir leur transformation numérique, entre autres :

– le captage et la communication des flux de données ;

– le développement des analyses prévisionnelles, notamment par la détection automatique d’anomalies grâce à la technique d’apprentissage machine (machine learning) ;

Cette transformation doit se faire en temps réel, par l’intégration de détecteurs et autres instruments intelligents dans le tissu opérationnel des réseaux,  et par l’analyse des données fournies par ceux-ci via des algorithmes adéquats.

Quant aux consommateurs, le recours à la numérisation leur permet de devenir plus autonomes et de mieux gérer leur autoproduction s’ils désirent devenir des prosumers (producteurs et consommateurs).

En particulier, dans ce dernier cas, la technologie blockchain leur permet le négoce d’énergie directement entre pairs (peer to peer : P2P), c.à.d. entre voisins, par exemple, sans passer par des intermédiaires (Transactive Energy : TE).

Une telle transformation du système électrique est très onéreuse. Les géants de l’internet (GAFA et autres) pourraient être de dangereux concurrents. Ils disposent d’énormes moyens financiers, maîtrisent le numérique mieux que quiconque, ont accès à une masse considérable de données et ont un réseau incomparable de contacts.

Par ailleurs, il faut rappeler que la fabrication des éoliennes, des panneaux photovoltaïques et des batteries de stockage d’énergie est grande consommatrice de métaux et, en particulier, de métaux et terres rares. Leur demande, pour une même quantité d’électricité produite, est considérablement plus élevée que celle requise par les technologies traditionnelles.

En conséquence, le développement des technologies requises par un futur bas carbone devra affronter les défis relatifs à la production durable des minerais et  métaux nécessaires. Il s’agit non seulement de leur disponibilité en quantités suffisantes mais également de gérer adéquatement les risques d’impacts négatifs tels que ceux sur les écosystèmes locaux et les systèmes hydriques.

Enfin, il serait plus  judicieux d’investir les subventions et autres aides financières accordées à l’éolien et au photovoltaïque, par exemple, dans la recherche portant sur les combustibles alternatifs durables tels que la biomasse n’entrant pas en compétition avec l’agriculture alimentaire, le pâturage et la foresterie ; dans la production nucléaire ; et dans des technologies de réduction drastique de l’impact sur l’environnement de la production d’électricité non intermittente à partir de combustibles fossiles (dont les réserves sont abondantes), incontournables, encore pour quelques décennies, dans plusieurs pays européens (pour des raisons économiques et d’équilibre du système électrique) ainsi que dans les mesures d’adaptation au changement climatique.

Quant à la fission nucléaire, il n’y a pas de raison de l’exclure du mix électrique. Elle n’émet pas plus de GES que le renouvelable intermittent et présente le grand avantage de ne pas être intermittente et d’être une technologie éprouvée. La prolongation des unités  existantes de 20 ans,  produisant une énergie électrique bon marché, permettrait aux pays qui disposent d’un parc de réacteurs nucléaires, de passer directement à la quatrième génération. Cette dernière présente des caractéristiques et performances nettement supérieures à celles de 2ème génération actuelle.

Cela permettrait de se donner le temps de développer d’autres formes de production d’électricité sûres, compétitives, durables et non-intermittentes.

 

NOTES

 

[1] Ces trois organes européens se sont mis d’accord le 14 mai 2018, entre autres, sur une pénétration accrue du renouvelable (essentiellement intermittent), portée à 32%, avec une clause de révision possible à la hausse en 2023.

[2] L’Allemagne, pourtant pionnière en matière de limitation d’émissions de GES, est en train de perdre ses illusions. Son ministre de l’énergie, Peter Altmeier, a déclaré que l’Allemagne supporte des objectifs réalisables tout en reconnaissant que son pays n’atteindrait pas les objectifs climatiques fixés pour 2020 et que les électeurs allemands sont préoccupés par le coût de 25 milliards d’euros/an résultant des projets renouvelables

[3] Cette politique est un non-sens dans les pays dont le mix électrique est déjà très largement décarboné tels que la France et la Suède (production nucléaire et hydraulique) ainsi que la Norvège ( quasi 100% hydraulique

 

 

Livre disponible à partir du site Technip ou ici

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