Battery used Battery charging

LOW←TECH MAGAZINE

Un réseau électrique alimenté à 100 % par les énergies renouvelables serait-il réellement durable ?

Adapter la production d’énergie pour satisfaire la demande électrique sur le réseau à chaque instant rend la transition énergétique à la fois complexe, coûteuse, lente et peu durable.

Traduit par: Théo Manent

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Image: Eye of the wind

Si le potentiel d’énergie solaire et éolienne disponible suffirait largement à satisfaire la demande en électricité des sociétés industrialisées contemporaines, ces deux sources d’énergie ont l’inconvénient d’être variables et intermittentes. Assurer l’équilibrage en temps réel d’un réseau électrique entièrement renouvelable, c’est à dire faire coïncider à chaque instant la production avec la consommation, implique de surdimensionner la puissance installée et la capacité de transport, jusqu’à un facteur dix par rapport à la pointe de consommation. Cela nécessite en outre de disposer d’une capacité d’équilibrage—une réserve de puissance ajustable (aussi dite « pilotable » ou « modulable ») via des centrales thermiques—ou d’une capacité équivalente sous la forme d’infrastructures de stockage énergétique.

Par conséquent, la doctrine énergétique actuelle consistant à calibrer la production d’énergie du réseau pour satisfaire la demande à tout instant mobilise de très nombreuses infrastructures secondaires, et rend la transition vers les énergies renouvelables à la fois complexe, coûteuse, lente et peu durable. A contrario, en prenant le parti de moduler la demande en fonction de la disponibilité, intrinsèquement variable, des énergies solaire et éolienne, un réseau d’énergie renouvelable se révélerait moins complexe et bien plus pertinent. L’idée d’exploiter les énergies solaire et éolienne uniquement lorsqu’elles sont disponibles est une stratégie très ancienne, que les nouvelles technologies pourraient non seulement réactualiser, mais aussi améliorer significativement.

Énergie 100% renouvelable

L’imaginaire technologique contemporain a forgé cette croyance, largement répandue, selon laquelle la production d’énergies renouvelables permettra aux sociétés industrielles de se défaire, dans un avenir non situé, de leur dépendance aux énergies fossile. Dans cette vision technophile de notre futur énergétique, le solaire et l’éolien jouent un rôle central, du fait de leur important potentiel disponible : on répète ainsi à l’envi que la puissance potentiellement mobilisable en énergies solaire et éolienne suffirait à couvrir plusieurs fois les besoins énergétiques du monde moderne.

En Europe, par exemple, le potentiel de production d’électricité de l’éolien terrestre et en mer est estimé à 30 000 TWh par an au moins, soit dix fois la consommation annuelle en électricité du continent. 1 Aux États-Unis, le gisement d’énergie solaire théoriquement mobilisable est évalué à 400 000 TWh, soit l’équivalent de 100 fois la consommation annuelle en électricité. 2

Bien que correctes sur le plan théorique, de telles allégations sont toutefois largement critiquables quant à leur mise en pratique. La raison en est qu’en se basant sur des moyennes annuelles de production d’énergie renouvelable, elles négligent les deux aspects cruciaux des énergies solaire et éolienne que sont leur intermittence et variabilité respective.

Les moyennes annuelles de production d’énergie renouvelable négligent l’intermittence et la variabilité respective des énergies solaire et éolienne.

À tout moment, la production injectée sur un réseau électrique doit être parfaitement égale à la consommation. Ce problème dit d’« équilibrage » du réseau pour tenir compte des aléas de consommation ou de production (météo, disponibilité du parc de production, etc.) est résolu assez facilement via des centrales thermiques d’appoint, qui peuvent être activées ou désactivées instantanément, à volonté. A contrario, la puissance fournie par les éoliennes et panneaux photovoltaïques est entièrement dépendante des caprices de la météo.

Pour déterminer dans quelle mesure nos sociétés modernes pourraient fonctionner grâce aux seules énergies solaire et éolienne, il est donc essentiel de comparer les profils horaires et mensuels de production d’énergie renouvelable d’une part, et de consommation électrique de l’autre. 345 Or, l’analyse de ces courbes révèle assez clairement que la production d’énergie en coïncide que dans une faible mesure avec la consommation.

The intermittency of solar en wind energy compared to demand

Ci-dessus : visualisation sur une période de 30 jours des données de consommation énergétique (rouge) au pas de temps horaire, superposées avec la courbe de production d’énergie éolienne (bleu) et les données d’ensoleillement (jaune). Les courbes colorées en gras représentent les valeurs moyennes. Données issues de la Bonneville Power Administration (avril 2010). Source: 21

L’intermittence de l’énergie solaire

L’énergie solaire est caractérisée par deux types de variations, prévisibles d’une part, imprévisibles de l’autre. Il existe en effet des profils journaliers et saisonniers, avec des maximas de production respectivement en milieu de journée et en été, que détermine la course du soleil telle qu’observée depuis la surface de la Terre (ce que l’on appelle le « mouvement apparent » du soleil). 67

Quand le soleil est bas dans le ciel, ses rayons doivent parcourir une plus grande distance, et par conséquent traverser une plus grande masse d’air, ce qui réduit leur intensité finale—à cause du phénomène de diffraction par des particules atmosphériques. Du fait de leur inclinaison, les rayons incidents sont par ailleurs répartis sur une plus grande surface, ce qui réduit la quantité d’énergie reçue par unité de surface horizontale.

Quand la hauteur solaire est de 60° au-dessus de l’horizon, le rayonnement incident à un plan horizontal atteint 87 % de son intensité maximale. Cette intensité décroît rapidement pour des angles solaires moins élevés. Pour un angle de solaire de 15°, le même rayonnement incident représente seulement 25 % de l’intensité maximale.

Sur une base saisonnière, l’angle solaire est également corrélé avec le nombre d’heures de clarté (lumière naturelle entre le lever et le coucher du soleil), ce qui réduit la quantité totale d’énergie solaire au cours d’une journée dans les périodes de l’année où le soleil est plus bas dans le ciel. Enfin et surtout, l’énergie solaire n’est évidemment pas disponible la nuit.

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Image: Couverture nuageuse moyenne (2002 - 2015). Source: NASA

De même, la présence de nuages—on parle de « nébulosité » pour décrire une couverture nuageuse plus ou moins importante—ajoute à la production d’énergie solaire des variations imprévisibles. Les nuages diffractent et absorbent une fraction du rayonnement solaire, réduisant ainsi l’insolation (quantité d’énergie solaire) reçue à la surface du globe. Le rendement de production solaire est d’environ 80 % avec un ciel faiblement couvert, mais de seulement 15 % un jour de forte couverture nuageuse. 8910

Du fait de la faible inertie thermique et mécanique des systèmes photovoltaïques (PV), des variations soudaines de nébulosité peuvent impacter significativement leur production. Par exemple, sous un ciel de nébulosité fluctuante, on a constaté que la puissance délivrée par une centrale solaire photovoltaïque de plusieurs mégawatts au Sud-Ouest des États-Unis connaissait des variations de l’ordre de 50 % dans un intervalle de 30 à 90 secondes, et d’environ 70 % en l’espace de 5 à 10 minutes. 6

A Londres, un panneau solaire produit 65 fois moins d’énergie un jour très nuageux de décembre à 10h par rapport à une journée ensoleillée de juin à 12h

La combinaison de ces variations prévisibles et imprévisibles de l’énergie solaire peut ainsi faire sensiblement varier la production d’énergie d’une installation photovoltaïque. À Phoenix en Arizona, l’endroit le plus ensoleillé des États-Unis, un panneau solaire génère en moyenne 2,7 fois moins d’énergie en décembre qu’en juin. Entre une journée ensoleillée de juin à 12h et un jour très nuageux de décembre, à 10h, la puissance instantanée est quasiment divisée par 20. 11

La ville de Londres, au Royaume Uni, s’avère quant à elle être une localisation moyennement intéressante pour la production d’énergie solaire : un panneau photovoltaïque y génère en moyenne 10 fois moins d’énergie en décembre qu’en juin. Entre une journée ensoleillée de juin à 12h et un jour très nuageux de décembre, à 10h, la puissance instantanée est divisée par 65. 89

L’intermittence de l’énergie éolienne

Comparée au soleil, la variabilité du vent est encore plus versatile. D’un côté, l’énergie éolienne peut être exploitée de jour comme de nuit ; de l’autre, elle est moins prévisible et fiable que l’énergie solaire. Au cours d’une journée, on obtient généralement toujours une quantité minimale d’énergie solaire (insolation) ; ce n’est pas le cas pour le vent, qui peut être trop faible, ou ne pas souffler du tout, pendant plusieurs jours voire semaines. Il peut au contraire arriver que le vent soit trop fort, obligeant alors à mettre les éoliennes à l’arrêt afin d’éviter qu’elles ne soient endommagées. En moyenne, selon la localisation, les parcs éoliens produisent sur une année entre 10 et 40 % de leur puissance nominale (ou puissance « crête »), soit l’équivalent du double du facteur de charge d’une installation photovoltaïque classique (5 - 30%)—le facteur de charge désignant le rapport entre l’énergie électrique produite sur une période donnée et l’énergie que l’installation aurait produite si elle avait fonctionné à sa puissance nominale durant la même période. 6121314 En pratique, cependant, les éoliennes d’une installation fonctionnent en permanence entre 0 et 100 % de leur puissance maximale.

image solar wind output

Production horaire d’énergie éolienne sur 29 jours différents, au mois d’avril 2005 dans un parc éolien en Californie. Source: [6]

Pour de nombreuses localisations, on dispose seulement de valeurs moyennes pour les vitesses de vent. Le diagramme ci-dessous représente les données journalières et horaires de production d’énergie éolienne pendant 29 jours dans un parc éolien en Californie. À n’importe quel moment de la journée et jour dans le mois, la production éolienne y est susceptible de varier entre 0 et 600 mégawatts, puissance nominale de l’installation. 6

Les moindres fluctuations de la vitesse du vent entraînent des variations conséquentes dans la production éolienne : si la vitesse du vent est divisée par deux, la production est divisée par huit. 15 La quantité de vent disponible—on parle de « ressources éoliennes »—varie également au cours de l’année. En Allemagne, aux Pays-Bas et au Danemark, la variabilité interannuelle des vitesses de vent atteint 30 %. 1 Les variations d’insolation peuvent également être importantes d’une année à l’autre. 1617

Comment faire coïncider l’approvisionnement avec la demande ?

Les énergies solaire et éolienne peuvent, dans une certaine mesure, se compléter mutuellement. Le vent, par exemple, souffle généralement deux fois plus fort au cours de l’hiver, une période où le soleil est moins disponible. 18 Cependant, il s’agit encore une fois d’un raisonnement sur des valeurs moyennes. À tout moment de l’année une probabilité existe pour que l’énergie solaire et l’énergie éolienne soient faibles ou nulles simultanément, nous laissant alors avec peu voire pas d’électricité.

Si la demande en électricité fluctue elle aussi au cours des journées et des saisons, ces variations présentent un profil plus prévisible et une amplitude beaucoup moins extrême. Les pics de consommation journaliers s’observent le matin et le soir, tandis que la demande est à son minimum pendant la nuit. Toutefois, même de nuit, la consommation électrique avoisine toujours 60 % de son maximum, appelé « pointe ».

À tout moment de l’année, l’énergie solaire et éolienne peuvent être faibles ou nulles simultanément, nous laissant alors avec peu voire pas d’électricité.

Par conséquent, si la puissance renouvelable était calculée à partir de moyennes annuelles de production solaire et éolienne rapportées à l’appel de puissance électrique moyen sur l’année, le réseau connaîtrait des pénuries d’électricité plus que fréquentes. Des dispositions complémentaires devraient alors être prises afin de garantir que l’approvisionnement électrique puisse répondre à tout instant à la demande sur le réseau.

Tout d’abord, des infrastructures secondaires, constituées de centrales thermiques, pourraient assurer une production « modulable » d’électricité, palliant les insuffisance de la production renouvelable. Ensuite, la puissance installée d’énergie renouvelable pourrait être surdimensionnée, de manière à s’adapter aux scénarios de consommation les plus défavorables. Par ailleurs, des installations d’énergie renouvelable géographiquement distantes pourraient être connectées entre elles, afin d’écrêter les variations de production. Enfin, le surplus d’électricité pourrait être stocké pour une utilisation ultérieure, en période de faible production solaire et/ou éolienne.

Comme nous le verrons par la suite, aucune de ces quatre stratégies n’est soutenable à grande échelle—même en les combinant, elles demeureraient non seulement vouées à l’échec, mais également contre-productives. Une analyse du cycle de vie suffit en effet à montrer qu’une fois prise en compte l’énergie grise nécessaire à la construction, à l’exploitation et à la maintenance des multiples infrastructures supplémentaires, un tel réseau « renouvelable » serait aussi émetteur de CO2 que le réseau électrique actuel.

Stratégie 1: les centrales thermiques d’équilibrage

Jusqu’à présent, des réserves de puissance électrique modulable ont permis de compléter la part relativement faible des énergies renouvelables dans le mix énergétique, principalement sous la forme de centrales thermiques au gaz, rapides à activer. Si cette approche « résout » certes entièrement le problème posé par l’intermittence, elle est toutefois contre-productive, l’objectif d’une transition vers les énergies renouvelables étant précisément de s’affranchir des énergies fossiles, y compris du gaz. 19

L’essentiel des travaux scientifiques porte sur le continent européen, dont les ambitions en matière de développement des énergies renouvelables sont parmi les plus élevées. Parvenir à un mix énergétique composé à 100 % d’énergie renouvelable solaire et éolienne, sans stockage énergétique et sur l’hypothèse d’une interconnexion des réseaux électriques des seuls pays européens, impliquerait une capacité d’équilibrage par centrales thermiques équivalente à la pointe de consommation électrique du réseau. 12 Pour le dire autrement, il y aurait, dans un tel scénario, tout autant de centrales thermiques à énergie fossiles qu’à l’heure actuelle.

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L’ensemble des centrales électriques aux États-Unis. Infographie du Washington Post

Certes, le déploiement d’un tel réseau « hybride » contribuerait à réduire la consommation de combustibles fossiles pour la production d’électricité, les énergies renouvelables étant amenées à s’y substituer progressivement quand l’énergie fournie par le vent et le soleil est suffisante. Néanmoins, les investissements à réaliser pour réaliser cette infrastructure énergétique redondante seraient tout simplement colossaux, tant en termes d’énergie grise que de matières premières. L’énergie économisée en combustibles fossiles d’un côté serait dépensée de l’autre pour la fabrication, l’installation et l’interconnexion de millions d’éoliennes et de panneaux solaires.

Même si l’équilibrage des sources d’énergies renouvelables par une production d’origine fossile est souvent présenté comme une solution temporaire, on comprend qu’elle s’avère inadaptée à des parts plus élevées d’énergies renouvelables dans le mix énergétique. Les autres « solutions » technologiques (présentées ci-après) ne peuvent quant à elles que partiellement réduire la capacité d’équilibrage nécessaire.

Stratégie 2: le surdimensionnement de la production d’énergies renouvelables

Installer un grand nombre de panneaux solaires et d’éoliennes serait une autre manière d’éviter les pénuries d’électricité. Si la puissance photovoltaïque installée était dimensionnée pour répondre à la demande électrique même pendant les jours d’hiver les plus courts et les plus sombres, et la puissance éolienne dimensionnée quant à elle pour les vitesses de vent les plus faibles, les risques d’interruption énergétique seraient significativement réduits. Toutefois, l’inconvénient majeur de cette stratégie est qu’elle génère une surproduction d’énergie renouvelable pendant une grande partie de l’année.

Pendant ces périodes de surplus énergétique, l’énergie produite par les panneaux solaires et les éoliennes serait « effacée » afin d’éviter une surcharge du réseau. Ceci s’avérerait problématique à moyen et long terme, dans la mesure où l’effacement a des effets délétères sur la pérennité d’un réseau électrique renouvelable. Il induit in fine une diminution de l’énergie produite par le panneau solaire ou l’éolienne sur sa durée de vie, tandis que l’énergie grise nécessaire aux étapes de fabrication, installation, raccordement au réseau et maintenance demeure la même. En conséquence de quoi le facteur de charge et le taux de retour énergétique—soit le rapport entre l’énergie obtenue et la quantité d’énergie dépensée pour l’obtenir—décroissent tendanciellement. 20

Installer plus de panneaux solaires et d’éoliennes réduirait le risque de pénurie, mais générerait un surplus d’électricité pendant une grande partie de l’année.

L’augmentation de la part de l’éolien et du solaire dans le mix énergétique fait croître drastiquement les taux d’effacement ; cela s’explique par le fait que la surproduction croît de manière exponentielle avec la fraction d’énergie renouvelable. Des scientifiques ont évalué qu’un réseau européen alimenté à 60 % par les énergies solaire et éolienne impliquerait une capacité de production équivalent à deux fois la consommation de pointe, et entraînerait un surplus de 300 TWh d’électricité chaque année (soit environ 10 % de la consommation annuelle d’électricité en Europe).

Dans un scénario où le mix énergétique serait composé à 80 % de renouvelables, la capacité de production nécessaire serait équivalente à six fois la pointe de consommation, pour un surplus de production électrique équivalent à 60 % de la consommation annuelle de l’UE. Enfin, pour un réseau doté d’une production d’énergie 100 % renouvelable, la capacité de production nécessaire devrait être dix fois supérieure à la pointe de consommation, tandis que le surplus d’électricité dépasserait la consommation annuelle de l’UE. 212223

Concrètement, cela signifie qu’il faudrait fabriquer jusqu’à dix fois plus de panneaux solaires et d’éoliennes. L’énergie grise nécessaire à la création de cette infrastructure rendrait la transition vers les énergies renouvelables contre-productive, dans la mesure où le temps de retour énergétique des éoliennes et panneaux photovoltaïques serait multiplié par six à dix.

Dans le cas d’un panneau solaire, ce temps de retour serait de seulement 12 à 24 ans pour un réseau à 80 % renouvelable, et de 20 à 40 ans pour un réseau 100 % renouvelable. La durée de vie d’un panneau solaire étant d’environ 30 ans, un panneau pourrait ainsi ne jamais produire autant d’énergie qu’il en a été nécessaire pour sa fabrication—c’est à dire ne jamais « rembourser » sa dette énergétique initiale. Les éoliennes ayant quant à elles des temps de retour énergétique plus courts, elles continueraient d’afficher une production nette d’énergie, mais leur bénéfice énergétique par rapport aux énergies fossiles se verrait réduit. 24

Stratégie 3: les super-réseaux

La construction d’un réseau de transport d’électricité renouvelable à grande échelle, reliant entre elles les installations énergétiques, pourrait réduire la volatilité de la production d’énergie renouvelable d’origine solaire et éolienne. Dans une telle configuration de réseau, l’électricité pourrait par exemple être produite en excès dans des régions venteuses mais transportée vers des zones plus encalminées, leur permettant ainsi de répondre localement à la demande en électricité. 19

Cette interconnexion présenterait par ailleurs l’avantage de combiner l’utilisation de technologies basées sur différentes ressources énergétiques « variables », telles que les énergies houlomotrice et marémotrice. 3 Relier entre eux des réseaux électriques à grande échelle permettrait en outre une meilleure mutualisation des centrales à combustibles fossiles assurant la réserve d’équilibrage.

wind map of europe

Carte des vents en Europe, le 2 septembre 2017 à 23h48. Source: Windy

Si les réseaux électriques de l’Europe et des États-Unis. couvrent des superficies extrêmement vastes, leurs infrastructures de distribution ne sont toutefois pas assez puissantes pour permettre l’interconnexion des différentes sources d’énergie renouvelables. La technologie du courant continu à haute tension (CCHT, en anglais HVDC pour high voltage direct current) permettrait de résoudre ce problème. Un « super-réseau » ou supergrid—aussi connu sous le nom de « réseau maillé en tension continue »—utilise le courant continu (DC) pour transporter l’électricité, en lieu et place du courant alternatif (AC) des réseaux électriques conventionnels. Son principal intérêt est de permettre le transport de grandes puissances sur de plus longues distances, et avec moins de pertes en ligne. Ces super-réseaux sont en réalité la clé de voûte de la plupart des stratégies « 100 % énergies renouvelables », en particulier en Europe. 25 Le principal problème est qu’ils impliquent un surdimensionnement de la capacité de transmission des lignes électriques du réseau, et ce sur de très grandes distances. 19

Pour un réseau européen alimenté à 60 % par des énergies renouvelables (une combinaison adéquate de solaire et d’éolien) la capacité du réseau devrait être multipliée au minimum par sept. Dans l’hypothèse où chaque pays européen accepterait, individuellement, de faire abstraction des enjeux de sécurité énergétique à l’échelle nationale, et où la réserve d’équilibrage du réseau serait distribuée de manière optimale sur l’ensemble du continent, la capacité du réseau devrait être multipliée par trois seulement par rapport à la capacité actuelle du réseau à haute tension européen. Dans le cas d’un réseau européen alimenté à 100 % par des énergies renouvelables, la capacité du réseau devrait potentiellement être multipliée par douze. 212627

Même au Royaume-Uni, qui dispose d’un des meilleurs potentiels en énergies renouvelables, la combinaison des productions solaire, éolienne, marémotrice et houlomotrice s’accompagnerait toujours de pénuries d’électricité 65 jours par an.

Les problèmes que posent de telles évolutions du réseau sont triples. En premier lieu, la construction d’infrastructures telles que des pylônes de transmission et leurs fondations, les lignes à haute tension, transformateurs, sous-stations, etc. nécessite des quantités considérables d’énergie et de matières premières. Inutile de préciser qu’il faudrait alors intégrer ces impacts aux analyses du cycle de vie d’un réseau d’énergie renouvelable. Or, étant donné qu’en surdimensionnant la puissance renouvelable installée, le surplus de capacité de transmission de l’infrastructure serait inutilisé la majorité du temps, diminuant drastiquement le facteur de charge à long terme.

En second lieu, un super-réseau implique des pertes de transmission, dites « pertes en ligne », ce qui signifie que des éoliennes et panneaux solaires devraient être installés pour compenser l’énergie ainsi perdue. En troisième lieu il faut compter jusqu’à 10 ans de délai pour les procédures de consultation et la construction de nouvelles lignes électriques. 2025 Il ne s’agit pas d’une simple lubie bureaucratique : les lignes à haute tension ont un impact considérable sur les paysages qu’elles traversent, et rencontrent souvent des oppositions locales de la part des citoyens, ce qui constitue un obstacle supplémentaire au déploiement des énergies renouvelables à grande échelle.

Même dans l’hypothèse d’un super-réseau, la possibilité de pénuries électriques demeure. Pour une part de 100 % d’énergies renouvelables dans le mix énergétique et une capacité 12 fois supérieure à celle du réseau actuel, la capacité d’équilibrage par centrales thermiques à énergie fossile pourrait être limitée à l’équivalent de 15 % de la consommation annuelle totale en électricité, ce qui correspondrait au maximum possible en termes d’extension de la capacité de transmission du réseau européen. 28

Même au Royaume-Uni, qui dispose d’un des meilleurs potentiels en termes de sources d’énergies renouvelables, la mise en réseau des productions solaire, éolienne, marémotrice et houlomotrice s’accompagnerait toujours de pénuries d’électricité 18 % du temps (soit environ 65 jours par an). 293031

Stratégie 4: le stockage énergétique

En dernier recours, l’ultime solution permettant d’ajuster à tout prix l’offre à la demande sur le réseau électrique consiste à stocker le surplus d’électricité pour l’utiliser ultérieurement, quand il n’y a pas suffisamment d’énergie disponible. Le stockage énergétique évite les problèmes liés à l’effacement ; c’est par ailleurs la seule stratégie de pilotage de l’offre (par opposition aux solutions de pilotage de la demande) à même de rendre complètement redondante la capacité de production modulable des centrales fossiles, du moins en théorie. Dans la pratique, le stockage de l’énergie d’origine renouvelable se heurte à de multiples problèmes.

En premier lieu, la nécessité de construire et maintenir une infrastructure redondante constituée de centrales thermiques y est remplacée par la nécessité de construire et entretenir une infrastructure de stockage, ce qui en annule de fait le bénéfice. En second lieu, toutes les technologies de stockage sont soumises à des pertes énergétiques de charge et de décharge, lesquelles impliquent, pour être compensées, l’installation d’éoliennes et panneaux solaires supplémentaires.

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Carte des vents en temps réelle aux États-Unis

L’énergie grise requise pour la construction et à maintenance de ces infrastructures de stockage et installations de production supplémentaires doit nécessairement être prise en compte dans l’analyse du cycle de vie d’un réseau d’électricité renouvelable. Or, en réalité, des études démontrent que du point de vue de l’efficacité énergétique, il peut être plus pertinent d’effacer la production renouvelable issue des éoliennes plutôt que de la stocker, dans la mesure où l’énergie grise mobilisée pour la fabrication et le fonctionnement de la technologie de stockage (laquelle implique, comme on l’a vu, des pertes de charge-décharge) excède le surplus d’énergie perdu par « effacement ». 23

Pour pouvoir stocker le surplus d’électricité renouvelable dans le parc de véhicules électriques, leurs batteries devraient être 60 fois plus puissantes qu’aujourd’hui

D’après les estimations réalisées, pour disposer d’un réseau électrique européen 100 % renouvelable (équivalent à 670 GWh d’éolien et 810 GWh de solaire) sans puissance modulable d’origine fossile, la capacité de stockage énergétique devrait correspondre à 1,5 fois la consommation mensuelle et ainsi atteindre 400 TWh, cette valeur n’incluant pas les pertes de charge et décharge. 323334

Pour donner un ordre de grandeur de ce que cela représente : les estimations les plus optimistes évaluent le potentiel européen de stockage d’énergie par pompage-turbinage (via des Stations de Transfert par Pompage Turbinage , dites « STEP ») à 80 TWh au total 35, tandis que la conversion de l’intégralité du parc automobile européen—soit environ 250 millions de véhicules individuels—en voitures électriques équipées d’une batterie de 30 kWh, créerait une capacité de stockage électrique supplémentaire de 7,5 TWh. Autrement dit, l’idée d’exploiter le parc de véhicules électriques pour stocker le surplus d’électricité renouvelable nécessiterait, pour être réaliste, des batteries 60 fois plus puissantes qu’elles ne le sont actuellement (et ce, en négligeant le fait que ces mêmes voitures électriques feront inévitablement exploser la consommation d’électricité).

Sur l’hypothèse d’un rendement de charge/décharge de 85 %, la fabrication de 460 TWh de batteries lithium-ion nécessiterait 644 millions de térajoules d’énergie primaire, soit l’équivalent de 15 fois la consommation annuelle d’énergie primaire de l’Europe. 36 Or, cet investissement, ou « dette énergétique », devrait être renouvelée a minima tous les 20 ans, durée de vie maximale des batteries lithium-ion. Il existe une multitude d’autres solutions techniques permettant de stocker le surplus d’électricité renouvelable, néanmoins, toutes présentent des inconvénients spécifiques qui empêcheraient leur déploiement à grande échelle. 3738

Adapter l’offre à la demande en énergie = surdimensionner l’infrastructure

En conclusion, la durabilité d’un réseau d’énergie renouvelable est largement surestimée en calculant uniquement le temps de retour énergétique individuel des panneaux solaires ou des éoliennes. Moduler la production pour répondre à la demande en énergie à tout moment implique de prendre en compte l’énergie grise nécessaire au surdimensionnement non seulement de la capacité de production et de transmission du réseau, mais également l’énergie nécessaire à la construction d’une réserve d’équilibrage et/ou d’une infrastructure de stockage. Ce nécessaire surdimensionnement de l’ensemble du système énergétique augmente en outre le coût et la durée de la transition vers les énergies renouvelables.

Calculer uniquement le temps de retour énergétique des panneaux solaires ou des éoliennes pris isolément conduit à surestimer largement la durabilité d’un réseau d’énergie renouvelable.

La combinaison de ces différentes stratégies permet de trouver des synergies qui augmentent certes la durabilité d’un réseau basé sur les énergies renouvelables, toutefois, les bénéfices sont insuffisants pour constituer une solution fondamentale aux problèmes énergétiques. 333940

Utiliser de l’électricité renouvelable au lieu de combustibles fossiles pour fabriquer des panneaux solaires et des éoliennes, construire des lignes de transmission, des capacités d’équilibrage et des infrastructures de stockage ne résoudrait pas non plus le problème, puisque l’idée impliquerait ici encore de surdimensionner l’infrastructure : il nous faudrait construire de nouvelles installations d’énergie renouvelables destinées à fabriquer l’infrastructure renouvelable, dans une forme de récession à l’infini.

Adapter la consommation de l’énergie à sa disponibilité

Cela ne veut pas pour autant dire qu’il est impossible d’imaginer un réseau énergétique entièrement renouvelable. Il existe une cinquième stratégie, qui se distingue des quatre autres présentées ici en ce qu’elle n’a pas pour but d’adapter la production énergétique à la consommation, mais vise au contraire à moduler la consommation en fonction de la disponibilité de l’énergie. Idéalement, dans un tel scénario, l’énergie d’origine renouvelable serait donc utilisée uniquement quand elle est disponible.

Aucune extension de réseau, réserve d’équilibrage ni surdimensionnement des installations d’énergie renouvelables ne seraient nécessaires si nous parvenions à adapter toutes les consommations à l’approvisionnement variable en énergies solaire et éolienne. Le corollaire en serait que l’intégralité de l’électricité produite par les panneaux solaires et les éoliennes serait instantanément consommée, sans pertes en ligne (sur de longues distances) ni de recours nécessaire à l’effacement ou au stockage énergétique.

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Moulin à Moulbaix en Belgique, 17/18ème siècle. Image: Jean-Pol GrandMont

Il est bien sûr illusoire de chercher à ajuster à chaque instant la consommation à l’approvisionnement électrique, tout d’abord car toutes les activités faisant usage de l’énergie ne peuvent pas être différés dans le temps. Néanmoins, la modulation de la demande en fonction de la disponibilité de l’énergie devrait être la première des priorités, avec les autres stratégies évoquées précédemment comme complément. En abandonnant l’impératif de satisfaire la demande en énergie 24 heures sur 24 et 365 jours par an, un réseau d’énergie renouvelable pourrait être déployé beaucoup plus rapidement, à moindre coût, et avec une meilleure durabilité sur le plan environnemental.

Aucune extension de réseau, capacité d’équilibrage ou surdimensionnement des installations d’énergie renouvelables ne serait nécessaire si nous parvenions à adapter toutes les consommations à l’approvisionnement variable en énergies solaire et éolienne.

Or, les moindres concessions en matière de confort et d’habitudes de consommation peuvent avoir des effets considérables sur le plan énergétique. A titre d’exemple, le Royaume-Uni pourrait disposer d’un réseau 100 % renouvelable (énergies solaire, éolienne, houlomotrice et marémotrice) s’il acceptait « en contrepartie » l’équivalent de 65 jours par an sans électricité sur le réseau, sans que cela n’implique de stockage énergétique ni de surdimensionnement excessif des installations de production d’énergie. 29

Si la « maîtrise des consommations énergétiques » est au cœur des préoccupations actuelles, les stratégies se limitent généralement à des équipements domestiques soi-disant « intelligents », par exemple des lave-linge et lave-vaisselle qui se mettent automatiquement en marche quand la l’électricité renouvelable est disponible en quantité importante sur le réseau. Ces idées demeurent superficielles, et ne font qu’effleurer les possibilités en matière d’évolution des usages de l’énergie.

Jusqu’à la Révolution industrielle, le secteur de l’industrie et celui des transports étaient largement tributaires, pour leur bon fonctionnement, de sources d’énergie aujourd’hui qualifiées de « renouvelables ». L’adaptation des besoins en énergie suffisait alors à faire face à la disponibilité intrinsèquement variable et intermittente des sources d’énergie disponibles. Par exemple, les moulins et voiliers n’étaient tout simplement utilisés qu’en période de vent. Dans le prochain article, j’expliquerai en quoi cette stratégie ancestrale pourrait être réactualisée et trouver de nouvelles applications dans l’industrie et le fret

Kris De Decker


  1. Swart, R. J., et al. Europe’s onshore and offshore wind energy potential, an assessment of environmental and economic constraints. No. 6/2009. European Environment Agency, 2009. 

  2. Lopez, Anthony, et al. US renewable energy technical potentials: a GIS-based analysis. NREL, 2012. Voir aussi : Here’s how much of the world would need to be covered in solar panels to power Earth, Business Insider, October 2015. 

  3. Hart, Elaine K., Eric D. Stoutenburg, and Mark Z. Jacobson. “The potential of intermittent renewables to meet electric power demand: current methods and emerging analytical techniques.” Proceedings of the IEEE 100.2 (2012): 322-334. 

  4. Ambec, Stefan, and Claude Crampes. Electricity production with intermittent sources of energy. No. 10.07. 313. LERNA, University of Toulouse, 2010. 

  5. Mulder, F. M.“Implications of diurnal and seasonal variations in renewable energy generation for large scale energy storage.” Journal of Renewable and Sustainable Energy 6.3 (2014): 033105. 

  6. INITIATIVE, MIT ENERGY. “Managing large-scale penetration of intermittent renewables.” (2012). 

  7. Richard Perez, Mathieu David, Thomas E. Hoff, Mohammad Jamaly, Sergey Kivalov, Jan Kleissl, Philippe Lauret and Marc Perez (2016), “Spatial and temporal variability of solar energy”, Foundations and Trends in Renewable Energy: Vol. 1: No. 1, pp 1-44. http://dx.doi.org/10.1561/2700000006 

  8. Sun Angle and Insolation. FTExploring. 

  9. Sun position calculator, Sun Earth Tools. 

  10. Burgess, Paul. ” Variation in light intensity at different latitudes and seasons effects of cloud cover, and the amounts of direct and diffused light.” Forres, UK: Continuous Cover Forestry Group. Disponible en ligne sur http://www. ccfg. org. uk/conferences/downloads/P_Burgess. pdf. 2009. 

  11. La production d’énergie solaire peut être améliorée, en particulier en hiver, en inclinant les panneaux photovoltaïques de manière à ce qu’ils forment un angle de 90° avec les rayons solaires. Toutefois, cela résout uniquement la question de la concentration du rayonnement sur la surface incidente, et demeure sans aucun effet sur l’énergie perdue en traversant l’atmosphère, ni sur le nombre d’heure quotidien de clarté. En outre, l’inclinaison des panneaux est toujours l’objet d’un compromis. Une inclinaison optimale pour l’hiver réduire la production en été, en inversement. 

  12. Schaber, Katrin, Florian Steinke, and Thomas Hamacher. “Transmission grid extensions for the integration of variable renewable energies in europe: who benefits where?.” Energy Policy 43 (2012): 123-135. 

  13. German offshore wind capacity factors, Energy Numbers, July 2017 

  14. What are the capacity factors of America’s wind farms? Carbon Counter, 24 July 2015. 

  15. Sorensen, Bent. Renewable Energy: physics, engineering, environmental impacts, economics & planning; Fourth Edition. Elsevier Ltd, 2010. 

  16. Jerez, S., et al. “The Impact of the North Atlantic Oscillation on Renewable Energy Resources in Southwestern Europe.” Journal of applied meteorology and climatology 52.10 (2013): 2204-2225. 

  17. Eerme, Kalju. “Interannual and intraseasonal variations of the available solar radiation.” Solar Radiation. InTech, 2012. 

  18. Archer, Cristina L., and Mark Z. Jacobson. “Geographical and seasonal variability of the global practical wind resources.” Applied Geography 45 (2013): 119-130. 

  19. Rugolo, Jason, and Michael J. Aziz. “Electricity storage for intermittent renewable sources.” Energy & Environmental Science 5.5 (2012): 7151-7160. 

  20. Même pour de faibles parts d’énergies renouvelables dans le mix énergétique comme c’est le cas aujourd’hui, on observe quand même un effacement d’une partie de la production, qui peut être la conséquence de surcharges ponctuelles sur le réseau, de capacité de transmission localement insuffisantes, ou d’un niveau minimal de fonctionnement des installations thermiques (les centrales au charbon et centrales nucléaires, notamment, sont conçues pour fonctionner en continu). Voir : “Wind and solar curtailment”, Debra Lew et al., National Renewable Energy Laboratory, 2013. For example, in China, now the world’s top wind power producer, nearly one-fifth of total wind power is curtailed. See: Chinese wind earnings under pressure with fifth of farms idle, Sue-Lin Wong & Charlie Zhu, Reuters, May 17, 2015. 

  21. Barnhart, Charles J., et al. “The energetic implications of curtailing versus storing solar- and wind-generated electricity.” Energy & Environmental Science 6.10 (2013): 2804-2810. 

  22. Schaber, Katrin, et al. “Parametric study of variable renewable energy integration in europe: advantages and costs of transmission grid extensions.” Energy Policy 42 (2012): 498-508. 

  23. Schaber, Katrin, Florian Steinke, and Thomas Hamacher. “Managing temporary oversupply from renewables efficiently: electricity storage versus energy sector coupling in Germany.” International Energy Workshop, Paris. 2013. 

  24. L’utilisation de câbles souterrains pourrait en partie résoudre ce problème, mais leur coût est environ 6 fois plus élevé que celui des lignes électriques aériennes. 

  25. Szarka, Joseph, et al., eds. Learning from wind power: governance, societal and policy perspectives on sustainable energy. Palgrave Macmillan, 2012. 

  26. Rodriguez, Rolando A., et al. “Transmission needs across a fully renewable european storage system.” Renewable Energy 63 (2014): 467-476. 

  27. En outre, le raccordement au réseau des centrales de production d’énergie renouvelable a généralement comme prérequis la création de capacités supplémentaires de transmission de la puissance électrique — l’implantation des parcs photovoltaïques et éoliens doit coïncider avec les des zones d’abondance des ressources éoliennes et solaires, qui sont souvent éloignées des foyers de consommation de l’énergie produite. 

  28. Becker, Sarah, et al. “Transmission grid extensions during the build-up of a fully renewable pan-European electricity supply.” Energy 64 (2014): 404-418. 

  29. Zero Carbon britain: Rethinking the Future, Paul Allen et al., Centre for Alternative Technology, 2013 

  30. L’énergie houlomotrice est souvent corrélée à l’énergie éolienne : en l’absence de vent, il n’y a généralement pas de vagues en mer. 

  31. La construction de super-réseaux encore plus étendue pourrait être envisagée, afin de couvrir des zones plus vastes et diversifier au maximum le potentiel de production énergétique. A l’extrême, on pourrait même imaginer le déploiement d’un réseau planétaire, qui rendrait pratiquement inutiles — car en grande partie redondantes — les capacités d’équilibrage. Cependant, cela se ferait au prix d’investissements extrêmement couteux d’une part, et d’une augmentation des pertes en ligne d’autre part. En effet, les pertes liées au transport de l’électricité croissent de manière non linéaire avec la distance parcourue, puisque la puissance de pointe augmente en fonction de l’aire géographique couverte par le réseau. [5] On peut également citer des obstacles d’ordre pratique au déploiement d’une telle infrastructure. Par exemple, l’idée même de super-réseaux repose sur un postulat de stabilité géopolitique, à commencer par un climat de paix entre et au sein des pays, ainsi que des intérêts communs, alors que cette interconnexion profite généralement plus à certains états qu’à d’autres. [22] 

  32. Heide, Dominik, et al. “Seasonal optimal mix of wind and solar power in a future, highly renewable Europe.” Renewable Energy 35.11 (2010): 2483-2489. 

  33. Rasmussen, Morten Grud, Gorm Bruun Andresen, and Martin Greiner. “Storage and balancing synergies in a fully or highly renewable pan-european system.” Energy Policy 51 (2012): 642-651. 

  34. Weitemeyer, Stefan, et al. “Integration of renewable energy sources in future power systems: the role of storage.” Renewable Energy 75 (2015): 14-20. 

  35. Assessment of the European potential for pumped hydropower energy storage, Marcos Gimeno-Gutiérrez et al., European Commission, 2013 

  36. Ces calculs sont basés sur les données présentées dans l’article suivant : How sustainable is stored sunlight? Kris De Decker, Low-tech Magazine, 2015. 

  37. Evans, Annette, Vladimir Strezov, and Tim J. Evans. “Assessment of utility energy storage options for increased renewable energy penetration.” Renewable and Sustainable Energy Reviews 16.6 (2012): 4141-4147. 

  38. Zakeri, Behnam, and Sanna Syri. “Electrical energy storage systems: A comparative life cycle cost analysis.” Renewable and Sustainable Energy Reviews 42 (2015): 569-596. 

  39. Steinke, Florian, Philipp Wolfrum, and Clemens Hoffmann. “Grid vs. storage in a 100% renewable Europe.” Renewable Energy 50 (2013): 826-832. 

  40. Heide, Dominik, et al. “Reduced storage and balancing needs in a fully renewable European power system with excess wind and solar power generation.” Renewable Energy 36.9 (2011): 2515-2523. 

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