Menée conjointement par RTE et Enedis, une nouvelle étude s’est intéressée au développement des bornes de recharge rapide sur les aires d’autoroute. Bonne nouvelle : les appels de puissance, les extensions et adaptations des réseaux ne présentent pas de défis techniques majeurs.
Alors que l’ensemble des aires de service devront être équipées de bornes de recharge haute puissance d’ici au 1er janvier 2023, Enedis et RTE ont mesuré les impacts techniques et financiers de la recharge sur autoroute. Anticipant l’évolution du parc et des besoins sur les 15 années à venir, les deux gestionnaires de réseaux ont réalisé différentes projections. Alors que la France compte aujourd’hui un peu plus de 600 000 véhicules électriques (hybrides rechargeables compris), l’étude se base sur deux échéances : 2028 et 2035 avec des parcs respectivement estimés à 5,3 et 15,6 millions de véhicules électriques.
Des appels de puissance limités
Alors que le développement massif de bornes de recharge haute puissance sur les aires d’autoroute fait craindre une saturation des réseaux, le rapport de RTE et d’Enedis se veut rassurant. Car si des appels de puissance interviendront sur les axes les plus fréquentés et sur certaines périodes (vacances et longs week-ends), ils resteront décorrélés des pointes de consommation électrique observées durant l’hiver. L’étude estime ainsi que la somme des puissances appelées sur l’ensemble des aires équipées pourrait atteindre entre 2 et 5 GW en 2035. À cet horizon, les besoins de puissance seront de l’ordre de 4 MW en moyenne par aire de service dans la configuration de référence, qui projette en moyenne 20 points de recharge pour chaque aire équipée. Sur les aires les plus sollicitées, équipées de 80 points de recharge, la capacité pourra aller jusqu’à 16 MW. En configuration « haute », Enedis et RTE estiment que les besoins de puissance par station seraient en moyenne 12 MW par aire en comptant 60 points de recharge. Sur les aires les plus sollicitées, dotées de 200 points de recharge, le pic de puissance pourrait atteindre jusqu’à 40 MW.
Une consommation maîtrisée
En matière de consommation, le scénario de référence établi par Enedis et RTE estime que les stations de recharge sur autoroute représenteront environ 0,7 TWh/an en 2028, soit moins de 0,2 % de la consommation actuelle d’électricité. À horizon 2035, cette consommation grimpera entre 1,8 TWh (scénario de référence) et 3,5 TWh (scénario haut). « Dans tous les scénarios, cette consommation représentera moins de 0,7 % de la consommation d’électricité nationale », estime le rapport.
Des investissements limités
L’extension et l’adaptation des réseaux ne représentent pas non plus de défis majeurs. Sur la seule partie raccordement et renforcement des réseaux, Enedis et RTE chiffrent l’investissement entre 300 et 600 millions d’euros d’ici 2035, soit entre 20 et 40 millions d’euros par an. Une somme qui paraît conséquente, mais qui ne représente qu’entre 0,3 et 0,6 % des investissements planifiés par les deux gestionnaires de réseaux sur la période.
Des demandes de raccordement à anticiper
De la réalisation des études à l’obtention des autorisations administratives jusqu’aux travaux de raccordement, 12 à 24 mois sont nécessaires pour raccorder une station de recharge haute puissance. Pour ne pas rallonger les délais, Enedis et RTE appellent les porteurs de projet à anticiper au maximum leurs demandes. Texte de Michaël Torregrossa Automobile Propre
Contribution: André H. Martel
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La Commission européenne a publié son rapport trimestriel sur les marchés de l'électricité de la région, soulignant les facteurs clés qui ont façonné la production, la consommation et les prix d'électricité en 2020.
Selon le rapport de l' Observatoire du marché de l'énergie de la DG Énergie, la pandémie COVID-19 et les conditions météorologiques favorables sont les deux principales causes des tendances vécues sur le marché européen de l'électricité en 2020. Cependant, les deux conditions étaient exceptionnelles ou saisonnières. Les principales tendances du marché européen de l'électricité sont les suivantes: 1 . Diminution des émissions de carbone du secteur électrique En 2020, en raison de l'augmentation de la production d'énergies renouvelables et de la diminution de la production d'électricité à partir de combustibles fossiles, le secteur de l'électricité a pu réduire son empreinte carbone de 14%. La diminution de l'empreinte carbone du secteur durant cette année est similaire aux tendances observées en 2019, lorsque le changement de combustible était le principal facteur de la tendance à la décarbonisation. Cependant, les conditions qui ont influencé cette situation étaient exceptionnelles ou saisonnières (pandémie, hiver chaud, forte production hydroélectrique). Cependant, l'inverse pourrait se produire en 2021, les premiers mois de 2021 étant caractérisés par un temps relativement froid, des vitesses de vent plus faibles et des prix du combustible plus élevés, des développements qui pourraient signifier une augmentation des émissions de carbone ainsi qu’une demande accrue d’énergie électrique. L'Union européenne vise à décarboniser complètement son secteur électrique d'ici 2050 grâce à l'introduction de politiques de soutien telles que le système d'échange de quotas d'émission de l'UE, la directive sur les énergies renouvelables et la législation relative aux émissions de polluants atmosphériques des installations industrielles. Selon l' Agence européenne pour l'environnement, l' Europe a réduit de 50% les émissions de carbone de son secteur électrique en 2019 par rapport aux niveaux de 1990. 2. Modifications de la consommation d'énergie La consommation d'électricité de l'UE a chuté de -4%, la majorité des industries n'ayant pas fonctionné à plein régime au cours du premier semestre de 2020. Bien que la majorité des résidents de l'UE soient restés chez eux, ce qui signifie une augmentation de la consommation d'énergie résidentielle, la demande croissante des ménages n'a pas pu inverser la baisse dans d’autres secteurs de l’économie. Cependant, alors que les pays reconduisaient les restrictions relatives au COVID-19, la consommation d'énergie au 4e trimestre était plus proche des «niveaux normaux» qu'au cours des trois premiers trimestres de 2020. L'augmentation de la consommation d'énergie au quatrième trimestre 2020 est également en partie due à des températures plus froides par rapport à 2019. 3. Augmentation de la demande de véhicules électriques Alors que l'électrification du système de transport s'intensifie, la demande en 2020, de véhicules électriques a augmenté avec près d'un demi-million de nouvelles immatriculations au quatrième trimestre 2020. Il s'agit du chiffre le plus élevé jamais enregistré et se traduit par une part de marché sans précédent de 17%, soit deux fois plus élevé qu'en Chine et six fois plus élevé qu'aux États-Unis. Cependant, l'Agence européenne pour l'environnement (AEE) fait valoir que les immatriculations de véhicules électriques étaient plus faibles en 2020 qu'en 2019. L' AEE indique qu'en 2019, les immatriculations de voitures électriques étaient proches de 550 000 unités, après avoir atteint 300 000 unités en 2018. 4. Modifications du mix énergétique de la région et augmentation de la production d'énergie renouvelable Selon le rapport, la structure du mix énergétique a changé en 2020. En raison de conditions météorologiques favorables, la production d'énergie hydraulique a été très élevée et l'Europe a pu élargir sa production d'énergie renouvelable de telle sorte que les énergies renouvelables (39%) ont dépassé la part des combustibles fossiles (36%) pour la première fois en UE. L'augmentation de la production d'énergie renouvelable a été grandement aidée par 29 Gigawatt d'ajouts de capacité solaire et éolienne en 2020, ce qui est comparable aux niveaux de 2019. Malgré la perturbation des chaînes d'approvisionnement de l'énergie éolienne et solaire entraînant des retards dans les projets, la pandémie n'a pas ralenti de manière significative l'expansion des énergies renouvelables. En effet, la production d'énergie au charbon et du lignite a diminué de 22% (-87 TWh) et la production nucléaire de 11% (-79 TWh). En revanche, la production d'énergie gazière n'a pas été significativement impactée en raison des prix favorables qui ont intensifié le passage du charbon et du lignite au gaz. 5. Intensification du retrait de la production d'énergie au charbon Alors que les perspectives pour les technologies à forte intensité d'émissions se détériorent et que les prix du carbone augmentent, on anticipe une diminution de l’utilisation du charbon. On s'attend à ce que les services publics en Europe continuent de diminuer leur dépendance au charbon pour la production d’énergie dans le but d'atteindre des objectifs stricts de réduction des émissions de carbone alors qu'ils se préparent à engendrer de futurs modèles commerciaux émetteurs de faibles émissions de carbone. 6. Augmentation des prix de gros de l'électricité Ces derniers mois, des quotas d'émission plus chers, ainsi que la hausse des prix du gaz, ont fait grimper les prix de gros de l'électricité sur de nombreux marchés européens comparés aux niveaux observés pour la dernière fois au début de 2019. L'effet a été plus prononcé dans les pays dépendants du charbon et du lignite. La dynamique des prix de gros de l'électricité devrait se répercuter sur les prix de détail. La croissance rapide des ventes dans le secteur des véhicules électriques s'est accompagnée de l'expansion de l'infrastructure de recharge. Le nombre de bornes de recharge haute puissance par 100 km d'autoroutes est passé de 12 à 20 en 2020. Smart Energy
Contribution: André H. Martel
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