L’hydroélectricité : atout indispensable pour un système plus flexible et à puissance garantie

Dans un système électrique nécessitant davantage de flexibilité, l’énergie éolienne et solaire est marquée par une grande intermittence à différentes échelles et sa production ne peut être prévue avec exactitude. Pour faire face aux variations ainsi qu’aux erreurs de prévision, les gestionnaires de réseaux et les marchés de l’électricité devront avoir accès à de plus gros volumes de flexibilité à mesure que la pénétration de l’énergie éolienne et solaire augmente. Grâce à leur flexibilité et à leur taille, les centrales hydrauliques sont parfaitement à même de fournir ces volumes aux marchés de l’électricité et aux systèmes électriques d’aujourd’hui et de demain (Lire : Hybridation des systèmes électriques : les atouts de l’hydroélectricité). Les centrales de stockage et les stations de pompage peuvent être démarrées en seulement quelques minutes et leur production peut être ajustée en quelques secondes (Lire : Stockage hydraulique et production d’électricité et Stockage hydraulique : capacités de pompage-turbinage). Les centrales hydrauliques sont donc capables de suivre des variations, même fortes, en temps réel.

 

1. Les mutations du secteur européen de l’électricité

L’objectif visant à mettre en place un secteur de l’énergie à plus faible teneur en carbone et incluant davantage d’énergies renouvelables entraîne de profondes mutations du paysage européen de l’électricité. En 2020, le solaire et l’éolien représentent 60% de la production EnR en UE, un chiffre encore voué à augmenter. En conséquence, le système électrique subira de plus en plus de variations de production, une situation qui devra être maîtrisée par une alimentation de secours et une production flexible. Le défi de demain consistera donc à équilibrer les variations de fréquence et de tension pour garantir la stabilité du système ainsi qu’un flux d’électricité continu.

Pour de nombreux systèmes électriques faisant face à de plus en plus d’intermittence, la puissance disponible doit pouvoir être mobilisée afin de soutenir les EnR variables. La gestion du caractère intermittent de ces EnR est de toute évidence un nouveau facteur de changement pour beaucoup de systèmes électriques. On comprend ainsi combien il est nécessaire d’assurer une puissance garantie disponible au sein du système afin de maîtriser cette intermittence. Il sera déterminant à l’avenir de garantir l’équilibre à court terme et en temps réel entre l’offre et la demande.

Pour résumer, cette évolution présente deux enjeux de taille :

1. La variabilité des EnR pose des défis aux marchés de l’électricité sur le plan de l’adéquation de l’offre. En effet, la puissance de réserve supplémentaire, sous une forme ou une autre (puissance installée, interconnexions, modulation de la consommation, capacité de stockage), devient essentielle pour couvrir les pointes de charge lorsque la production d’EnR est faible.
2. Une plus forte pénétration des EnR requiert une plus grande flexibilité afin de faire face aux changements rapides dans la production et la demande d’EnR. C’est la raison pour laquelle il est nécessaire d’adapter l’organisation du marché afin de minimiser le coût engendré par la fourniture de ces services, notamment en prenant en compte les solutions de flexibilité.

Quel rôle peut jouer l’hydroélectricité au regard de ce contexte ?

 

2. L’hydroélectricité comme solution de flexibilité

Sur le marché de l’énergie, plusieurs concurrents sont en compétition pour combler l’écart entre l’offre et la demande découlant de la variabilité non pilotable des EnR : la production d’énergie classique (fonctionnant en mode suivi de charge), l’hydroélectricité, le stockage d’énergie, la modulation de la consommation et les réseaux de transport. Alors que la puissance garantie doit être disponible pour les systèmes électriques subissant une intermittence croissante, la demande de services de flexibilité va également augmenter. La flexibilité devrait permettre au système de faire face aux variations de court terme et en temps réel dans l’équilibre entre offre et demande, en couvrant par exemple les réserves de court terme (production, stockage, demande) utilisées pour pallier les éventuels incidents qui réduiraient l’alimentation électrique du système ou pour parer aux variations de court terme en matière de demande et de production d’électricité.

Afin de garantir un flux d’électricité stable en temps réel, il faut que le réseau de transport soit surveillé en permanence. Les paramètres clés à contrôler sont les caractéristiques en temps réel du système électrique telles que la fréquence ou la tension, et les caractéristiques liées au rendement de la centrale comme la puissance réactive, l’inertie et la réserve tournante du système. Ce sont là les principaux facteurs permettant le bon équilibre entre la production variable et la production pilotable(dispatchable). Par ailleurs, les variations géographiques vont s’accentuer, car il est difficile de prévoir l’origine de la production dans les situations de transport en temps réel au sein d’un système électrique avec de grandes quantités d’EnR variables. L’équilibre entre production variable et production pilotable subira une pression accrue en raison des pics et des chutes de production d’EnR variables. Dans ce contexte, l’hydroélectricité est une technologie versatile unique qui est capable d’assurer l’ensemble des services système.

Services de stabilisation du réseau :

• Alimentation de secours et réserve
• Capacité de démarrage rapide
• Capacité de démarrage autonome
• Réponse et réglage de fréquence
• Maintien de la tension
• Réserve tournante
• Puissance active et réactive
• Inertie

De la fermeture du guichet du marché spot (au comptant) jusqu’à l’acheminement d’électricité, il y a encore un écart significatif entre la production variable prévue contractuellement et la production réelle. Ces écarts doivent être corrigés par les services d’équilibrage achetés soit sur le marché infra-journalier ou d’équilibrage lorsque les prévisions sont ajustées en moins d’une journée, soit plus tard, lorsque les Gestionnaires de Réseaux de Transport (GRT) ont fait en sorte que le système reste à l’équilibre. Les technologies de production d’électricité n’ont pas toutes la même souplesse technique pour équilibrer les variations de la demande ou pour fournir une capacité de secours aux EnR variables. Bien qu’elles concourent toutes à équilibrer le système électrique, l’hydroélectricité se démarque grâce à ses avantages majeurs en comparaison des autres technologies de production. L’hydroélectricité offre des capacités sur le marché d’équilibrage, permettant ainsi des régulations à la hausse et à la baisse. Notons que cela implique une modification des offres sur le marché spot, et le prix d’équilibrage sera donc lié au prix spot. Le stockage par pompage peut réagir aux variations des prix spot et apportera de ce fait une contribution au marché d’équilibrage. Le temps de stockage (le nombre d’heures durant lesquelles une centrale peut produire de l’électricité avant d’être à court d’eau) normal pour une station de pompage est de quatre à dix heures, voire plus dans la région des Alpes. De la même façon, les aménagements hydroélectriques en cascade avec stockage hydraulique seraient eux aussi en capacité d’agir sur le marché d’équilibrage. Les centrales hydrauliques pourraient, selon la manière dont elles ont été conçues, fournir de l’électricité pour la charge de base ou la pointe de charge. Elles sont particulièrement utiles pour satisfaire la demande dans différentes situations, car elles sont plus réactives que d’autres sources de production telles que le nucléaire ou le charbon. Elles peuvent également être démarrées et arrêtées en très peu de temps. En outre, elles sont capables d’augmenter et de diminuer leur production rapidement — au moins dix fois plus vite que les centrales électriques classiques.

Les centrales de stockage hydraulique tirent parti de grands réservoirs bénéficiant d’un apport naturel en eau et mettent à profit la possibilité d’augmenter ou de réduire le débit d’eau instantanément (Lire : Stockage hydraulique : atouts et contraintes). L’eau est ainsi stockée dans le réservoir sans recourir à aucune pompe. Les stations de pompage stockent l’énergie en pompant l’eau du niveau inférieur vers le niveau supérieur, puis elles convertissent cette potentielle source d’énergie en électricité. Ces centrales possèdent un réservoir supérieur ainsi qu’un réservoir inférieur pouvant être naturels ou artificiels (Lire : Les stations de pompage (STEP)). Ces deux types de centrales permettent de capter et de stocker l’énergie dans les périodes de faible demande ou en cas de surproduction, puis de produire de l’électricité pendant les périodes de forte demande. Les possibilités en termes de stockage associées à la fonction de démarrage et d’arrêt instantané de la production fournissent à l’hydroélectricité une flexibilité à toute épreuve. En outre, le stockage hydraulique est aujourd’hui la seule technologie de stockage viable à grande échelle qui est disponible. Les stations de pompage comme la centrale Grand’Maison en France peuvent générer jusqu’à 1 800 MW en seulement trois minutes.

Des solutions vont devoir être trouvées à l’avenir, non seulement pour apporter la flexibilité nécessaire au système électrique, mais aussi pour assurer les services auxiliaires. Ces services sont indispensables pour un fonctionnement stable et sécurisé des réseaux électriques. Jusqu’à maintenant, ils étaient principalement assurés par les centrales hydrauliques et thermiques. Mais dans un système électrique avec une grande part d’énergie renouvelable et une diminution des temps de fonctionnement des centrales thermiques, les services auxiliaires essentiels doivent être de plus en plus délivrés à d’autres éléments du système électrique. Les stations de pompage sont particulièrement bien adaptées pour fournir ces services dans le but de sécuriser le fonctionnement du réseau. La flexibilité et les services auxiliaires doivent être compensés en fonction de leurs bénéfices énergétiques et macroéconomiques.

Mis en concurrence sur le marché de capacité ou de flexibilité, les actifs flexibles sont de nouveau plus compétitifs, car ils ont besoin de moins de ressources financières pour fournir des produits flexibles et disponibles. Ce type de marché concurrentiel — au sein duquel les agents qui jouent un rôle plus efficace dans les systèmes électriques sont encouragés à y rester et à apporter au consommateur la solution la plus rentable — est soutenu par EURELECTRIC. Il en est de même pour les producteurs et pour les fournisseurs de modulation de la consommation ayant de faibles coûts marginaux. Ils vont générer plus de profits au sein du marché de l’énergie et être tout aussi encouragés à rester.

 

3. L’hydroélectricité comme fournisseur de puissance garantie

La puissance, à la différence de la flexibilité, doit pouvoir garantir l’efficacité du système sur le long terme en cas de pointe de charge très élevée ou lorsqu’il faut que la puissance soit disponible afin de soutenir la production d’énergie renouvelable intermittente. Au regard de la puissance installée de tout type d’EnR intermittente, seule 10 % à 20 % de la puissance totale peut être considérée comme fiable et pilotable. Le reste n’est pas toujours disponible en cas de besoin, ce qui conduit à une plus grande pression sur les installations de production pilotables qui doivent être prêtes pour produire l’électricité nécessaire.

L’aptitude à réagir et à délivrer les services requis déterminera quelle technologie pourra jouer le rôle de soutien prioritaire des EnR variables. Certains marchés opteront pour les centrales au gaz naturel alors que d’autres préfèreront l’hydroélectricité et sa grande capacité de stockage. Le stockage hydraulique ne fonctionnant pas par pompage disposera d’importants volumes de stockage pour faire face à la surproduction d’énergie éolienne (figure 2). Le stockage par pompage aura quant à lui de plus petits volumes de stockage, mais continuera de bénéficier d’une grande puissance.

L’hydroélectricité comble l’écart entre l’activation de la puissance thermique de long terme et les variations de court terme dans les prévisions des EnR. Cette technologie répond ainsi aux besoins de court terme. Bien que les centrales hydrauliques soient aussi exposées aux variations des débits naturels d’entrée (en raison des spécificités des rivières, des conditions météorologiques, etc.), celles dotées de réservoirs sont à même de fournir une puissance garantie au système électrique. Quand bien même le niveau de cette puissance peut varier selon les conditions hydrologiques, la taille relative du réservoir et l’horizon temporel concerné, les centrales hydrauliques procurent au système des avantages considérables (Lire : Hydroélectricité : impacts environnementaux et sociétaux).

Grâce à leur capacité de stockage, bon nombre de centrales hydrauliques représentent l’outil idéal pour optimiser l’utilisation des EnR variables sur de plus longues périodes — des semaines, des mois, voire des saisons et des années entières. Elles permettent d’utiliser l’énergie disponible en cas de surproduction d’électricité en la restituant au système lorsque l’offre des EnR variables est limitée.

Tout en fournissant une puissance garantie avec une très faible empreinte carbone, participant ainsi activement à l’atténuation du changement climatique, l’hydroélectricité contribue à la sécurité d’approvisionnement (Lire : Hydraulique et hydroélectricité : les enjeux du développement durable). Pour ce qui est des autres produits de capacités, l’hydroélectricité contribue à leur sécurité d’approvisionnement selon ses caractéristiques techniques. Les produits de capacités qui s’échangent sur les marchés de capacité doivent pouvoir être disponibles en vue d’être activées au cours des périodes où le risque de pénurie dans le système est à son plus haut niveau. Ils démontrent ainsi leur contribution à la sécurité d’approvisionnement à travers une réduction de ce risque. Alors que le stockage hydraulique s’inscrit sur le long terme et permet dans certains cas extrêmes de stocker l’énergie sur plusieurs années, une plus longue période de disponibilité obligatoire réduit généralement la faculté qu’ont les stations de pompage à participer aux marchés de capacité. La disponibilité de l’hydroélectricité pourrait limiter le besoin de disposer d’une réserve stratégique pour plusieurs États membres tels que la Suède et la France.

 

4. Un environnement économique exigeant

Le déploiement de l’hydroélectricité en Europe se heurte également à un certain nombre de défis en matière de compétitivité du fait d’un environnement économique exigeant pour le secteur de l’énergie actuellement. Les coûts d’investissement sont élevés et les temps de retour sont longs en raison des délais d’octroi de permis et des délais de construction. Les délais d’octroi de permis augmentent l’incertitude quant au futur cadre réglementaire et représentent un risque important au moment de la décision d’investissement. De plus, les obstacles administratifs et les évolutions de la réglementation pendant la période d’exploitation constituent autant de défis supplémentaires. La baisse des prix mentionnée plus haut s’étend sur la bourse de l’électricité et réduit les possibilités pour les stations de pompage et les centrales de stockage de générer des revenus sur le marché de l’électricité. D’autres incertitudes sont liées à l’instauration de taxes supportées par le consommateur final (droits et redevances pour l’utilisation du réseau), qui représentent une charge toujours plus lourde pour les stations de pompage.

De manière générale, les prix de gros baissent : de nombreux d’éléments ont une incidence sur l’évolution des prix de gros. L’un d’entre eux est lié à la formation de ces prix selon le coût que représente la production d’une unité d’énergie supplémentaire pour chaque technologie. Pour les technologies décarbonées, ce coût étant très proche de zéro (par exemple, pour produire une unité supplémentaire d’énergie éolienne, le vent est la seule ressource à ajouter), le prix de gros chute sur les marchés de gros. À première vue, ce mécanisme paraît bénéficier aux consommateurs, mais il incite en fin de compte les fournisseurs de puissance garantie à se désengager.

La flexibilité et les services auxiliaires ne sont pas assez valorisés : les centrales électriques ne réagissent pas toutes de la même manière aux montées en puissance. Selon les technologies et la façon dont elles ont été conçues, leurs capacités de flexibilité ne sont pas les mêmes. Certaines sont plus ou moins adaptées pour ajuster leur production afin de suivre la production d’EnR variable et ainsi maintenir un approvisionnement continu. Toutes les technologies sont néanmoins indispensables sur les différentes échelles de temps, les plus rapides intervenant en priorité avant d’être suivies par les autres. L’hydroélectricité, notamment le stockage hydraulique, fournissent la flexibilité nécessaire pour équilibrer la demande et la production d’électricité. De nombreux services auxiliaires sont utilisés comme la réserve négative, la réserve excédentaire, la puissance active, la puissance réactive, le réacheminement et la capacité de démarrage autonome. Tout comme la flexibilité, ces services ne sont pour l’instant pas, ou très peu, valorisés. Les décideurs devraient reconnaître la valeur de cette flexibilité et de ces services auxiliaires et s’assurer que des considérations non techniques n’empêchent pas les différentes technologies de jouer leur rôle et de contribuer à accroître la flexibilité ainsi que la stabilité du réseau. 

Les stations de pompage sont confrontées à une situation particulièrement difficile : le besoin de stocker l’électricité pour soutenir le développement à grande échelle des EnR variables est généralement admis, mais n’est pas encore tout à fait valorisé par les marchés de l’énergie. Le modèle économique actuel de stockage de l’énergie ne légitime pas les investissements dans les Stations de Transfert d’Énergie par Pompage (STEP) alors même que c’est le dispositif de stockage le plus compétitif (figure 3). En effet, la flexibilité permettant d’équilibrer et de stabiliser le système électrique n’est pas assez valorisée par les marchés de l’énergie et de capacité ou par le modèle des services auxiliaires. La double facturation des frais de réseau constitue une entrave à l’exploitation économique des stations de pompage et à leur développement dans les principaux pays européens à même d’accueillir des centrales hydrauliques (Allemagne, France, Autriche…). Dans plusieurs pays européens, la réglementation en vigueur considère les stations de pompage à la fois comme des installations de production (soumises en tant que telles à des frais pour accéder au réseau de transport d’énergie électrique) et comme des consommateurs finaux (soumis une seconde fois à des frais d’accès au réseau).

Il reste un fort potentiel hydroélectrique à développer en Europe (plus de 650 TWh par an). Étant donné que le développement de l’hydroélectricité jouera un rôle décisif pour assurer la stabilité du système électrique à l’avenir, plusieurs mesures devront être prises en considération par les décideurs pour en tirer le meilleur parti possible.

 

5. Les mesures clés pour améliorer la compétitivité de l’hydroélectricité

Nous préconisons les mesures suivantes à l’intention des décideurs :

5.1. Reconnaître la valeur de la flexibilité dans le système électrique européen

Un modèle économique pour la flexibilité devrait être mis en place. Le prix de la flexibilité devrait être fixé par des marchés à un jour (day ahead), infra-journaliers, d’équilibrage et de services auxiliaires plus performants. Le modèle actuel des marchés d’équilibrage et infra-journaliers doit être amélioré en offrant par exemple la possibilité d’échanger des équilibrages à terme ainsi que des produits plus perfectionnés ou des délais mieux adaptés aux besoins de flexibilité (vitesse de montée et de descente en puissance).

5.2. Reconnaître la valeur des services auxiliaires dans le système électrique européen

À l’avenir, les marchés de l’électricité devront continuer à être développés afin de valoriser et d’encourager non seulement la production d’énergie, mais aussi la puissance ainsi que tous les services auxiliaires et leurs avantages correspondants. Une avancée qui permettrait de favoriser le développement économique d’un nombre croissant de centrales de lac, de centrales au fil de l’eau et de stations de pompage, de stabiliser les réseaux, d’assurer la sécurité énergétique sur le court et long terme, et d’intégrer une plus grande part d’EnR variables.

5.3. Garantir que toutes les technologies, les nouvelles centrales comme celles déjà en activité, quelle que soit leur taille, puissent participer aux marchés de capacité sans discrimination

• Les produits de capacités qui s’échangent sur les marchés de capacité doivent pouvoir être disponibles en vue d’être activées au cours des périodes où le risque de pénurie dans le système est à son plus haut niveau. Elles démontrent ainsi leur contribution à la sécurité d’approvisionnement à travers une réduction de ce risque. Une plus longue période de disponibilité obligatoire réduit généralement la faculté qu’ont les stations de pompage à participer aux marchés de capacité. Par conséquent, la définition de la période de disponibilité obligatoire a une incidence importante sur la participation de la puissance hydraulique au marché. Des conditions sur le marché et des exigences technologiques appropriées aboutiront au développement de centrales hydrauliques rentables répondant aux besoins du système électrique.
• EURELECTRIC reconnaît la nécessité d’une organisation de marché plus aboutie où la production d’électricité classique, les EnR, la modulation de la consommation et le stockage sont en mesure de participer aux marchés de l’énergie et de capacité sur un pied d’égalité tout en étant rémunérés de la même manière pour l’énergie, la puissance et la flexibilité qu’ils apportent.
• Au cours des discussions sur la mise en place de mécanismes de capacité, les questions de la rentabilité, de l’ouverture des technologies et de la compatibilité avec le marché de l’électricité européen doivent être prises en compte. La mise en place éventuelle d’un mécanisme de capacité doit s’accompagner de l’assurance que les dispositifs de stockage actuels pourront participer aux procédures prévues sans discrimination, aussi bien pour les nouvelles installations que pour celles déjà en activité, en particulier pour les stations de pompage qui sont capables d’assurer une puissance garantie flexible avec la variation de puissance requise.

5.4. Clarifier la définition du stockage, offrir des chances égales à toutes les technologies de stockage et supprimer la double facturation des frais de réseau pour les STEP

• À ce jour, le stockage de l’énergie et le stockage par pompage ne sont pas clairement définis par la loi. Le stockage de l’énergie est encore considéré comme de la consommation finale, car l’électricité est prélevée à partir du réseau. Or, cette définition ne rend pas justice au rôle que jouent les centrales de stockage d’énergie sur le marché. Avec la consommation des consommateurs finaux, l’électricité finit par être retirée du réseau. Toutefois, les centrales de stockage d’énergie prennent l’apport variable d’électricité des EnR pendant les périodes de faible demande et le réinjectent dans le réseau durant les périodes de forte demande. Ainsi, l’énergie est retenue dans le système électrique après déduction des pertes de puissance.
• Offrir, en Europe, des chances égales aux technologies produisant de l’électricité à partir des ressources nationales en eau par rapport aux autres technologies de production et de stockage de l’électricité, en insistant sur la flexibilité qu’elles apportent au système électrique.
• Dans plusieurs pays européens, la réglementation en vigueur considère les stations de pompage à la fois comme des installations de production (soumises en tant que telles à des frais pour accéder au réseau de transport d’énergie électrique) et comme des consommateurs finaux (soumis une seconde fois à des frais d’accès au réseau). Cette double catégorisation est discriminatoire. Le stockage par pompage n’est pas une consommation finale d’électricité et ne devrait donc pas être considéré comme telle lors de l’établissement des frais de réseau et des taxes. La réglementation nationale devrait plutôt exonérer le stockage par pompage des frais de réseau imposés aux consommateurs finaux. Dans ces pays européens, la rentabilité des stations de pompage en est parfois durement touchée, ce qui a des répercussions négatives sur la capacité de ces centrales à satisfaire des objectifs de flexibilité.

5.5. Intégrer les EnR au marché

À mesure que les EnR atteignent leur maturité et se positionnent comme des fournisseurs d’électricité de premier plan, leur intégration aux marchés de l’électricité devient essentielle pour améliorer leur compétitivité et s’assurer que le futur mix électrique est respectueux de l’environnement et viable économiquement. Afin d’y parvenir, les EnR devraient être développées dans un souci de rentabilité. Il faut donc que les mêmes droits et obligations soient appliqués à tous les acteurs du marché. De même, des dispositifs de soutien aux EnR efficaces par rapport à leur coût devraient minimiser les distorsions du marché pour permettre à ces énergies d’être compétitives et orienter au maximum le marché en ce sens. Pour la période post-2020, le déploiement des EnR devra être rentable et fondé sur le marché en vue de supprimer progressivement les subventions.

5.6. Renforcer le système d’échange de quotas d’émission de l’UE (SEQE-UE)

Dans le cadre de la planification des systèmes électriques de demain dont les exigences en matière de flexibilité et de puissance seront accrues, il est primordial de tenir compte des objectifs d’émissions de CO₂ et de durabilité dans la conception des marchés, notamment ceux de capacité. Un solide système d’échange de quotas d’émission devrait constituer un facteur clé d’investissement dans des technologies matures à faible teneur en carbone. Les politiques nationales et européennes doivent être conçues de manière à ne pas nuire à l’efficacité des SEQE-UE.

5.7. Investir en recherche et développement (R&D)

• Pour accroître la flexibilité et la réactivité des centrales, les investissements doivent être orientés vers des programmes de recherche, de développement et d’application permettant aux fabricants d’équipements et à leurs opérateurs d’améliorer la conception des centrales électriques.
• Les activités des programmes de R&D de l’UE dans le domaine de l’énergie (y compris Horizon 2020), par exemple, devraient plus souvent avoir pour objectif d’apporter des solutions pour l’avenir de l’hydroélectricité.

 

ENCADRÉ : Informations clés : pourquoi l’hydroélectricité est indispensable au système électrique européen

• L’hydroélectricité est la technologie de production d’électricité la plus efficace avec un rendement électrique de 85 % à 95 %.
• L’hydroélectricité est fondamentale pour garantir la stabilité du système électrique et la sécurité de l’approvisionnement ; elle favorise, en outre, l’intégration à grande échelle des EnR.

• L’hydroélectricité représente actuellement la technologie de stockage la plus efficace et elle est la seule à permettre un stockage à si grande échelle.
• La totalité de la puissance de stockage installée en Europe s’élève à plus de 180 TWh ce qui permet d’assurer une capacité de stockage à court, moyen et long terme selon la taille des réservoirs.
• L’empreinte sur la terre, l’empreinte hydrique et carbone de l’hydroélectricité est très faible et cette technologie joue un rôle unique dans l’adaptation au changement climatique et l’atténuation de ses effets.
• L’hydroélectricité s’est révélée rentable à long terme.
• La technologie hydraulique est une industrie majeure en Europe avec un taux de pénétration du marché mondial de deux tiers qui permet de garantir des milliers d’emplois hautement qualifiés à travers le continent.

 

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Annexe 1 : La définition de la flexibilité

La flexibilité vise à stabiliser le réseau sur une échelle de temps allant de la seconde à plusieurs heures. La réalisation de cet objectif implique des mécanismes du marché à court terme et des services auxiliaires.

Les enjeux liés à l’équilibrage et à la stabilisation du système électrique doivent être analysés sur différentes échelles de temps (tableau 1).

En particulier pour faire face à l’intermittence de l’énergie éolienne et solaire compte tenu notamment :

• de sa variabilité sur une échelle de temps allant de la seconde à l’heure ;
• de sa dépendance envers la disponibilité des ressources naturelles sur une échelle de temps allant de l’heure à plusieurs semaines.

Les trois étapes d’un marché de l’électricité efficace :

• du marché de l’énergie qui vise à répondre à la demande de consommation au moyen de la production sur une échelle de temps allant de l’heure à l’année  ;
• du marché de capacité qui a pour objectif, sur le long terme, d’éviter la pénurie sur une échelle de temps allant de l’heure à plusieurs semaines et  ;
• de la flexibilité sur une échelle de temps allant de la seconde à plusieurs heures.

Le recours à la flexibilité est déterminé par la capacité de variations rapides et fréquentes de la courbe de charge. La longueur de la courbe de charge par unité de temps constitue l’une des caractéristiques de cette capacité (voir la loi fédérale de 2011 sur l’énergie aux États-Unis).

L’évaluation des besoins en flexibilité se situe au carrefour des modèles économiques de marché, des analyses statistiques de l’équilibre entre consommation et production, des critères de stabilité du contrôle de la fréquence, et de la théorie de la régulation.

Tableau 1 : échelles de temps des différentes flexibilités – Source : GDF SUEZ SA

*Des études de cas sur la flexibilité et la puissance garantie à ajouter (stockage par pompage, centrales au fil de l’eau) !

*En lien avec l’étude macroéconomique sur l’hydroélectricité.

Cet article appartient à EURELECTRIC ; il est publié avec l’aimable autorisation d’EURELECTRIC Comité européen des entreprises d’électricité — EURELECTRIC aisbl

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