Dans ces territoires non interconnectés, la production d’énergie est particulièrement sensible à l’heure de besoins énergétiques croissants et hyper carbonés. Avec, d’un côté, une quête d’autonomie énergétique et, de l’autre, une volonté de réduire les coûts et de limiter les émissions de gaz à effet de serre, les îles font figure de laboratoires de la transition énergétique. Analyse des enjeux et des solutions avec Didier Laffaille de la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE).

La Réunion, la Corse, Saint-Pierre et Miquelon… nombreuses sont les îles françaises qui ne sont pas interconnectées – ou alors qui le sont faiblement – au réseau continental et qui assurent leur autonomie énergétique avec des solutions thermiques très coûteuses (voir encadré). Pour ces territoires isolés, le fameux équilibre offre-demande à tout moment pour éviter un blackout a imposé l’adoption de solutions facilement pilotables mais, jusqu’à présent, hyper carbonées. Contrairement à la métropole, la marge de manœuvre est ténue, car la petite taille des réseaux limite le foisonnement et crée des risques de rupture plus importants.

Une place encore limitée à 30 % pour les énergies renouvelables

Et pourtant, sur ces territoires, la volonté d’intégrer davantage les énergies renouvelables est forte. Depuis plusieurs années, ces réseaux ont bénéficié d’un soutien public pour encourager les investissements dans les ENR, soutien grâce auquel les coûts de production – aujourd’hui parfois cinq fois supérieurs à ceux des réseaux interconnectés – pourront diminuer significativement.
Mais parallèlement, sur le plan technique, le déploiement des ENR se heurte à un seuil fixé, en 2008, à 30 % de la production, seuil défini pour ne pas déstabiliser le réseau face aux variations de la production des énergies intermittentes. Dans ce contexte, comment organiser la production ?

 

Du soleil, du vent, la mer et pourtant…

Malgré des ressources énergétiques renouvelables à portée de main…

L’énergie fossile reste encore largement majoritaire :

  • En 2002, 78 % de l’électricité produite était de source thermique contre 64 % en 2013.
  • 94 %, c’est la part du fuel dans la production électrique en Martinique et à Mayotte.
  • 10,8 milliards d’euros, c’est le surcoût cumulé au titre de la péréquation tarifaire dans les zones non interconnectées entre 2002 et 2013.

Les coûts de production demeurent élevés :

  • Corse : 172 €/MWh.
  • La Réunion : 243 €/MWh
  • Martinique : 259 €/MWh
  • Mayotte : 371 € /MWh
  • Îles bretonnes : 376 €/MWh
  • Saint-Pierre et Miquelon : 509 €/MWh

50 % d’énergies renouvelables en 2020 en expérimentation

De fait, l’obligation de résoudre l’équation consommation, carbone et coût fait de ces territoires des lieux d’expérimentations et d’innovations vers de nouveaux modèles régulatoires. Comment favoriser le développement des énergies renouvelables, si bénéfiques, pour répondre à cette équation alors que le seuil maximum de pénétration des ENR a été atteint quasiment partout et que l’objectif politique reste fixé à 50 % en 2020 ? En juin 2014, la CRE a proposé d’assouplir la limite de 30 % en autorisant chaque zone à définir son propre seuil en fonction de son parc de production et de ses capacités de régulation et de stockage.
Pour Didier Laffaille, chef du département technique à la Direction des Réseaux, « la solution pour développer les ENR dans un tel contexte doit répondre à plusieurs impératifs. D’abord, à la meilleure connaissance des périodes de production, car on dispose désormais d’outils de prédiction météo fiables permettant d’évaluer le vent ou le niveau d’ensoleillement de ces énergies instables ». D’autres moyens innovants combinant smart grid et stockage sont désormais testés pour réduire les écarts entre la prévision de la production et la consommation réelle, pour lisser la production ou encore augmenter la capacité disponible.

Smart grid, le maillon fort des réseaux pilotables

Le smart grid occupe une place centrale dans le dispositif car « il faut pouvoir superviser les installations de production, commander et contrôler ces installations, voire en couper en cas de dépassement du seuil », précise Didier Laffaille. Le smart grid serait-il une solution technologique pour répondre au problème des 30 % ? On est tenté de le croire. Ici, la gestion de l’information montre toute sa valeur pour gérer l’ensemble des flux en temps réel et rendre le réseau électrique plus intelligent. Résultats attendus : une consommation réduite aux heures de pointe, des réglages de la fréquence facilitée et des ENR mieux intégrées.
Que manque-t-il pour dépasser la phase de démonstrateur ? « Au vu de la qualité des informations qui remontent vers les gestionnaires de réseau et la fonction pilotage de ces outils, le dispositif est désormais prêt à être généralisé à la maille de chaque zone insulaire, insiste Didier Laffaille. Mais le déploiement du smart grid reste étroitement lié au modèle économique du système de stockage ».

Stockage, un modèle économique à valider

Essentiel pour sécuriser l’alimentation électrique, le stockage d’énergie couple des installations de production renouvelable avec des moyens de stockage (batteries, hydrogène ou station de transfert d’énergie par pompage – STEP marine). À Mayotte, par exemple, le projet OPERA facilite le passage des pointes en permettant une reprise instantanée de 3 MW pour une trentaine de minutes grâce à un système de batteries allié à des effacements contractualisés avec de gros clients.
Mais si les démonstrateurs techniques sont en place, « la vraie difficulté réside dans le choix du modèle économique », alerte Didier Laffaille. Faut-il choisir un stockage centralisé ou privilégier le stockage décentralisé au plus près des installations de production ? Les équipements décentralisés, doivent-ils être pilotés par le producteur ou plutôt par le gestionnaire de réseau, ce qui favoriserait une approche plus globale du système électrique ? « Les solutions apparaîtront à l’issue des résultats de l’étude coût-bénéfice commandée par la CRE aux opérateurs insulaires (EDF SEI et EDM) », et dont les résultats sont attendus en novembre 2015.

Véhicules électriques, un paradoxe à piloter

Pour limiter la consommation d’énergie fossile, la solution véhicule électrique semble parée de toutes les vertus sur les îles. En réalité, l’appel à puissance des bornes de recharge s’accompagne de surconsommations électriques qui nécessitent souvent le recours aux énergies fossiles. Piloter habilement la gestion de ces recharges devient donc essentiel pour éviter de créer de nouvelles pointes carbonées. Didier Laffaille le confirme : « Cela suppose de piloter finement ces recharges, soit durant les heures creuses, soit durant les périodes de fortes productions photovoltaïques ».

Enseignements d’une transition énergétique en modèle réduit

Ainsi, l’atypie de ces zones en fait des territoires riches en enseignements pour mieux assurer la pénétration des énergies renouvelables en métropole et anticiper les contraintes techniques, juridiques et économiques avant de généraliser des solutions. Néanmoins, « on ne peut pas viser une réplicabilité totale du scénario îlien, car on change d’échelle. Par ailleurs, le modèle économique est sensiblement différent, avec en métropole une chaîne de valeur scindée entre différents acteurs, contrairement au système insulaire qui dépend d’un même opérateur chargé à la fois d’une partie de la production, du transport, de la distribution et de la commercialisation. Notre rôle à la CRE consiste à lever les contraintes pour permettre le déploiement des solutions innovantes, mais à condition que les modèles économiques restent rentables ».

Îles aux trésors : des projets innovants en cours

Plusieurs démonstrateurs ont permis de valider les principes qui permettront de généraliser les solutions et notamment…

  • À La Réunion, le projet PÉGASE expérimente depuis 2009 une batterie NaS (sodium-souffre) capable de stocker une énergie en cas de baisse de la production des ENR intermittentes. Couplé à des prévisions météorologiques très fines, d’une dizaine de minutes à une heure, pour anticiper les fluctuations de la production, le projet permet de réinjecter l’énergie stockée par la batterie dans le réseau.
  • En Guadeloupe, en Corse, à La Réunion, le projet Millener prévoit de déployer des écosystèmes chez les clients particuliers avec du stockage individuel par batteries, associé à des installations photovoltaïques. Ce projet étudie l’impact comportemental de l’information sur la consommation et les gains en matière de maîtrise de la demande, ainsi que la pertinence du pilotage des effacements diffus.
  • En Corse, la plateforme MYRTE, destinée à stocker l’énergie photovoltaïque sous forme d’hydrogène à partir d’énergie solaire, permet d’éviter les pics de consommation en restituant le soir sur le réseau l’énergie stockée dans la journée. Elle permet également d’atténuer les variations de production liées au passage des nuages, de limiter les surtensions liées à de fortes productions photovoltaïques alors que la consommation est faible.

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