Des opérateurs de plusieurs pays européens ont lancé la semaine dernière avec le soutien de l'Union européenne l'initiative Grid4EU avec pour objectif de mettre en commun leur savoir-faire et leurs avancées en matière de Smart Grids, les réseaux électriques intelligents.

Doté d'un budget de 54 millions d'euros, le programme Grid4EU vise à mettre en œuvre six démonstrateurs de réseaux électriques intelligents (smart grids) dans autant de pays européens, qui en partageront les résultats.

"Il s'agit d'un des plus gros projets financés par l'Europe sur les smart grids", a affirmé Michèle Bellon, la présidente d'ERDF, qui représente la France et a été désigné pilote de ce projet. Outre ERDF, les sociétés Iberdrola (Espagne), Enel (Italie), Vattenfall (Suède), RWE (Allemagne) et CEZ Group (République Tchèque), participent également au programme.

Selon la Commission européenne, Grid4EU a trois objectifs principaux : favoriser la coopération entre les acteurs, favoriser l'innovation en testant de nouvelles technologies ou en élaborant de nouveaux modèles économiques et partager le savoir entre les acteurs en diffusant les résultats obtenus sur les démonstrateurs.

Les démonstrateurs doivent notamment permettre d'évaluer différentes technologies de smart grids permettant d'absorber les énergies intermittentes, comme l'éolien, d'intégrer aux réseaux les véhicules électriques, de tester des procédés de stockage électrique ou encore de mettre en œuvre des outils favorisant l'efficacité énergétique.

Le principe des smart grids, ces réseaux électriques du futur basés sur les ressources informatiques, consiste à permettre aux réseaux de production et de distribution d’électricité de communiquer en doublant le réseau déjà existant d’une infrastructure de télécommunication reliant le producteur au consommateur.

A terme, le réseau de distribution intelligent doit se composer : d’un compteur « intelligent » (smart meter) chez l’utilisateur, d’un logiciel de suivi et de gestion de la consommation client, d’une infrastructure de communication reliant le consommateur au producteur, et de serveurs informatiques et de logiciels de back-office permettant au producteur de stocker et d’analyser les informations.

La communication en temps réel entre l’électricien et l’utilisateur final permet un pilotage plus fin du réseau. Grâce au Smart Grid : le producteur d’énergie peut connaître la consommation en temps réel et ainsi optimiser l’allocation des sources de production, le consommateur reçoit un maximum d’informations afin d’analyser et d’éventuellement réduire sa consommation.

Jadis, toute innovation et développements initiaux en matière d'énergie à production centralisée ont bénéficié de subventions massives. C'est bien entendu le cas, entre autres, de l'énergie hydraulique, du nucléaire et du transport de l'électricité. C'est encore le cas de la recherche, par exemple sur la fusion avec ITER, le CERN, etc.

Les démantèlements ou la reconstructions de ces systèmes de productions bénéficieront inévitablement et à nouveau de financements publics, sans compter les coûts des catastrophes éventuelles.

L'énergie renouvelable disséminée, donc à production décentralisée, a pu aussi bénéficier timidement et récemment, de ce type de financement. Certains remettent fortement en cause ces subventions, en oubliant ce ce qui s'est passé et se passe toujours dans le domaine des énergies à production fortement centralisée.

D'une manière plus générale, le stockage de l'énergie, en dehors des STEP (Station de Transfert d'Energie par Pompage), n'a pas pu bénéficier d'autant de recherche, et de subvention par l'argent public, que les systèmes traditionnels de production d'énergie centralisée.

En France, le Ministère du Développement durable a finalement émis une AMI sur le stockage de l'énergie (voir d'autres articles traitant ce sujet-même sur ce forum).

Pourquoi ne pas aussi faire un premier pas pour favoriser le stockage journalier disséminé d'énergie (24h) en le subventionnant ? Est-ce trop complexe à l'égard des archaïsmes comptables pris en matière de facturation de l'énergie, notamment de l'électricité ?

Une première condition serait d'établir les règles de constructions et les normes de tels stockages. Mais quand on voit l'usine à gaz que certains super-doués administratifs sont capables de produire constamment, cela ne devrait pas poser trop de problèmes! Quoique... pensez aux panneaux solaires photovoltaïques intégrés ou non en toiture!

Une deuxième condition serait que le Ministère des Finances soit disposé à développer une première phase de fiscalité encourageant le stockage disséminé temporaire et de courte durée (entre 24h et 1 semaine) de l'électricité provenant d'énergies renouvelables.

En effet, il n'est pas nécessaire d'avoir une approche manichéenne ou uniquement systématique sur le sujet puisque, grâce au pragmatisme passé du développement initial de l'industrie automobile, cette voie technologique a parfaitement été exploitée et développée pour faire démarrer les moteurs de tous nos véhicules automobiles... Notre industrie ne manque pas de fabricants de très bonnes batteries et l'innovation dans ce domaine est constante, notamment dans les filières NaS (*) et de la recherche Na-Ion, voire même du stockage cinétique s'il est réalisable immédiatement. Le prix de tels systèmes peut encore paraitre important, bien que, comme bien d'autres produits, ils sont conditionnés en France par des marges de distribution considérables, car ils sont bien moins chers ailleurs en Europe.

Le développement massif de stockages disséminés de faible puissance est l'équivalent énergétique de la réalisation d'un certain nombre de systèmes de stockages centralisés de grande puissance. On ne sait utiliser que l'hydraulique actuellement à cet effet (STEP), technologie qui présente des inconvénients importants à long terme en raison du vieillissement du béton des barrages ou de dépenses publiques considérables en cas de séismes. Les barrages alpins, par exemple, sont pour la plupart situés dans des zones à risque sismique.

Il est tout à fait possible d'encourager la réalisation de petits stockages de l'ordre de quelques dizaines de KWH chez les particuliers fournissant déjà des énergies renouvelables, notamment photovoltaïques, de même que leur ré-injection journalière dans le réseau durant les heures de pointe.

Une autre condition serait de légiférer ou de transmettre des recommandations dans ce sens aux distributeurs d'énergie, EDF / OA SOLAIRE entre autres, pour qu'ils adaptent les contrats d'obligation d'achat d'énergie renouvelable pendant les heures de pointe au travers de tels stockages. Il y aurait aussi quelques dispositifs à revoir concernant les diverses gammes de contrats conventionnés de fourniture d'électricité par tranches de puissance, puisque les nouveaux équipements locaux de contrôle de fourniture et d'utilisation d'énergie peuvent fournir de grosses puissances de pointe avec des charges continues réparties à faible puissance, donc au niveau du contrat conventionné le plus bas (3KW).

(*) voir http://www.ngk.co.jp/english/products/power/nas/index.html

La ville de Genève s'engagera dans le projet transfrontalier REVE d'Avenir 2009-2012, qui vise la recherche d'excellence dans la conduite de politiques énergétiques communales.

Le projet REVE d'Avenir s'intègre dans le programme INTEREG IV, projets transfrontaliers subventionnés par la Confédération et l'Union européenne.

Il s'articule autour de trois pôles. Le premier est la signature de la Convention des Maires de l'Union européenne, qui engage la ville signataire à dépasser les objectifs énergétiques européens à l'horizon 2020, dits «3x20», à savoir, diminuer de 20% la consommation d'énergie, diminuer de 20% les émissions de gaz à effet de serre et couvrir 20% des besoins en énergie par des énergies renouvelables.

Le deuxième pôle est la constitution, à l'échelle régionale, d'une «centrale de NegaWatts» qui regrouperait l'ensemble des actions, parfois modestes, au niveau du territoire considéré, afin d'obtenir des résultats plus significatifs et plus facilement communicables auprès du public qui doit devenir un acteur à part entière dans le processus.

Enfin, le troisième pôle est la création de plateformes d'échange et de mutualisation des ressources, afin de tester et de partager les différentes stratégies mises en place. Ces plateformes peuvent aborder une multitude de thèmes, à la demande des villes participantes, sur tous les sujets liés au processus de labellisation Cité de l'énergie ou de la politique énergétique et climatique.

La technologie CCGI permet l’utilisation de grandes quantités de charbon pour produire de l’électricité, avec des émissions plus faibles que la technologie traditionnelle à charbon pulvérisé, tout en capturant le carbone pour un stockage et une récupération assistée des hydrocarbures, explique GE Energy.

Il s'agit de transformer le charbon en combustible liquide plus propre, utilisé ensuite par un système à cycle combiné de turbine à gaz pour produire de l’électricité. La technologie GE a été mise en application dans de multiples projets-phares, notamment la centrale pilote, Coolwater, à Barstow (Californie) et la centrale Polk Tampa Electric (Floride) qui ont su confirmer la faisabilité industrielle. GE a également produit la technologie CCGI pour le site de Duke Energy à Edwardsport (Indiana), qui devrait être le site CCGI le plus grand au monde dès sa mise en service en 2012.

En début d’année, GE a soumis une proposition de projet complète aux gouvernements fédéraux du Queensland et d’Australie ainsi qu’à l’Association australienne du charbon. Le projet Wandoan produirait 400 MW d’énergie grâce à un système de pré-combustion et serait capable de capturer 90% du CO2 dans le circuit de carburant pour un stockage futur.

Si la phase de développement se concrétise cette année, la centrale devrait être prête pour une exploitation commerciale fin 2015 ou début 2016.

M. Steve Bolze, Président de la division Power & Water de GE Energy, a affirmé que le projet répondrait à la future demande en électricité du Queensland : « La centrale CCGI pourvue d’un système de capture du carbone comme le propose le consortium Wandoan Power serait une étape capitale pour assurer l’avenir d’une technologie au charbon plus propre pour la production d’énergie. A noter que le charbon, la ressource de carburant la plus abondante en Australie en serait l’acteur principal» affirme M. Bolze.

Le charbon joue un rôle crucial dans l’économie australienne. En 2009, Les exportations de charbon, principalement vers les pays asiatiques, devraient atteindre 56 milliards de dollars australiens $A. De plus, environ 80% de la production d’électricité australienne provient actuellement des centrales au charbon. En début d’année 2009, les gouvernements fédéraux du Queensland et d’Australie ont inscrits dans leur programme législatif leur intérêt de financer le développement et le déploiement de projets relatifs au charbon qui intègrent de grandes quantités de CCS.

GE travaille avec Stanwell et Xstrata Coal au développement du projet. Les points décisifs reposent sur les ressources en charbon et les solutions de stockage à long terme du CO2. Xstrata travaille en coopération avec le consortium pour identifier et sécuriser ces solutions qui serviront ce projet.

Le Commissariat à l'Energie Atomique (CEA) et l'Agence italienne pour les nouvelles technologies, l'énergie et l'environnement (Enea), ont conclu un accord de coopération pour la recherche sur l'énergie nucléaire et les énergies renouvelables.

Outre ces deux domaines énergétiques, la coopération entre les deux agences portera sur les  sciences et technologies de l'environnement, les sciences des matériaux, les nanotechnologies et les biotechnologies pour la production d'énergie, la modélisation, la simulation et le calcul haute performance.

Dans le domaine de la coopération technique et scientifique, l'accord constitue une première étape dans l'exécution de celui signé le 24 février dernier par les gouvernements italiens et français. Cette signature intervient peu de jours après l'adoption par le Parlement italien, le 9 Juillet 2009, du projet de loi dit ’Développement’ qui autorise le retour de l’Italie à l’énergie nucléaire.

L'Enea et le CEA entendent développer une "énergie nucléaire durable", en particulier pour ce qui est du développement des technologies pour les réacteurs de quatrième génération. L'accord contribuera au développement de nouvelles synergies entre les deux pays.

Plus précisément, le partenariat prévoit de :
• former des chercheurs de haut niveau, en créant notamment les conditions de leur mobilité ;
• encourager le développement et la compétitivité de l'industrie, la sûreté et la gestion des déchets nucléaires ;
• concevoir une quatrième génération de réacteurs avec un cycle du combustible approprié ;
• développer des positions communes dans le cadre des programmes de recherche européens ;
• renforcer la recherche et le développement de nouvelles technologies pour les énergies renouvelables, afin d'en réduire les coûts et de promouvoir le développement technologique des entreprises et leur compétitivité au niveau international.
 
Le gouvernement italien a pour objectif d'atteindre d'ici 2030 un mix énergétique composé de 25% de nucléaire, 25% d'énergies renouvelables et de 50% de combustibles fossiles. La France, dans le même temps, devra renouveler son parc de réacteurs qui représente actuellement 80% de l'électricité produite et accroître la part des énergies renouvelables.

Dans une analyse prévisionnelle à long terme, RTE prévoit que la sécurité d’alimentation électrique de la France devrait être assurée jusqu’en 2013, grâce au développement de nouveaux moyens de production, notamment renouvelables. Cependant, la vigilance s’impose sur la consommation de pointe lors des vagues de froid, qui augmente rapidement.

La loi du 10 février 2000 a confié à RTE la mission de réaliser, tous les deux ans, un Bilan Prévisionnel de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité. Ce document doit apporter un double éclairage sur la caractérisation de la consommation de pointe et l’interaction du système électrique français avec ses voisins européens.

Du côté de la demande, RTE prévoit une croissance modérée de la consommation d’électricité, entre 0,8% et 0,9% par an en moyenne d’ici 2025. Dans un scénario de référence, la consommation française [1] annuelle serait de 515 TWh2 en 2015, 535 TWh en 2020 et 560 TWh en 2025.

La consommation française croît d’abord dans les secteurs tertiaire et résidentiel, nous apprend l'étude, du fait de la démographie mais aussi de transferts d’usages des énergies fossiles vers l’électricité, comme le chauffage ou les transports.

La sensibilité à la température de la consommation de pointe en hiver, qui est de 2100 MW par °C devrait atteindre 2500 MW par °C en 2025. Lors des vagues de froid, RTE évalue la pointe de consommation à 104 000 MW en 2015 et à 108 000 MW en 2020 (contre 92 400 MW enregistrée le 7 janvier 2009 à 19h). Le recours à des importations de pays voisins est alors envisageable.

En parallèle, l’offre de production est toujours dynamique, portée notamment par les énergies renouvelables. Il est à noter que la production photovoltaïque émerge et devrait atteindre 1400 MW dès 2015, en ligne avec l’objectif fixé lors du Grenelle de l’environnement, de 5 400 MW en 2020.

En parallèle, l’essor de la production éolienne se poursuit : elle a dépassé cette année les 4000 MW installés, et maintient un rythme de croissance de l’ordre de 1 000 MW de nouvelle puissance installée chaque année.

D’ici 2015, la mise en service de cycles combinés gaz et du réacteur nucléaire EPR de Flamanville devrait compenser l’arrêt prévu d’une partie des centrales au charbon et l’érosion probable du parc de cogénération. En France et en Europe, les normes environnementales européennes imposeront, d'ici à 2015, la fermeture des centrales thermiques les plus anciennes.

RTE rappelle par ailleurs que la sécurité d’alimentation électrique de l’Est de la région PACA et de la région Bretagne passe dès maintenant par de nouveaux investissements, la situation de ces deux régions étant d’ores et déjà préoccupante. La sécurité d’approvisionnement de ces deux régions repose dès lors sur trois piliers : une maîtrise accrue de la demande d’électricité, notamment lors des pics de consommation, un développement de la production locale, y compris renouvelable, et un développement concomitant du réseau, note le gestionnaire de réseau.

Le document complet « Bilan Prévisionnel » est accessible sur le site Internet de RTE.

(1) Consommation annuelle totale en France métropolitaine hors Corse, à conditions de températures normales (2) 1 TWh = 1 milliard de kWh