Dans le monde entier, les engagements fleurissent à l’échelle des villes, des régions et des pays pour se diriger vers des économies fonctionnant essentiellement à partir d’énergies renouvelables. Pour le seul État de New York, quatre projets de loi concurrents visent entre 50 et 100 % de renouvelables d’ici à 2040, voire plus tôt.

Seules deux sources d’énergie renouvelable sont suffisamment abondantes pour rejoindre ces objectifs très ambitieux : le solaire et l’éolien. Les deux constituent toutefois des ressources intermittentes, régies par la météo, l’alternance du jour et de la nuit, ainsi que par les cycles saisonniers. Si l’on souhaite qu’ils remplacent les ressources fossiles qui sont déployées selon les besoins, ils doivent donc être « pilotables » – c’est-à-dire capables de fournir de l’énergie selon la demande.

Ayant conduit des recherches sur le sujet – en particulier aux États-Unis pour le ministère de l’Énergie – nous affirmons qu’une énergie renouvelable pilotable est possible, et à un coût abordable. Une idée très ancrée est de considérer que toute la puissance générée par le renouvelable doit être vendue puisqu’elle a été produite. Mais jamais n’est évoquée l’idée de « gaspiller » de l’énergie solaire ou éolienne. Par conséquent, on n’envisage pas la possibilité de surdimensionner et réduire proactivement l’énergie électrique produite. Concrètement, l’idée est d’installer le renouvelable en quantité dépassant la demande : un jour de beau temps pour le solaire, on surproduira. Le surplus produit en conditions favorables étant soit stocké, soit jeté, selon le coût optimal.

C’est, selon nous, la clé pour parvenir à moindre coût à un réseau électrique alimenté principalement par les énergies renouvelables. Dans le Nord des États-Unis (représentatif des conditions françaises), nous observons qu’un surdimentionnement du solaire photovoltaïque et de l’éolien de l’ordre de 50 % constitue la solution la moins onéreuse pour produire de l’énergie 24 heures sur 24, 365 jours par an.

La question du stockage

Notre idée s’appuie sur le raisonnement suivant : le stockage d’énergie est aujourd’hui la seule solution considérée pour atteindre la généralisation des énergies renouvelables. C’est en effet un élément essentiel pour compenser l’intermittence du solaire et de l’éolien – c’est-à-dire la chute de leur production lorsque le soleil ne nous éclaire plus (la nuit) ou peu (par temps nuageux par exemple) ou que le vent est trop faible.

Plus important, cela concerne aussi des périodes plus longues avec un manque de plusieurs jours et certaines saisons durant lesquelles l’ensoleillement reste faible ou les conditions atmosphériques peu venteuses. En hiver, on peut souvent voir la production solaire chuter à quelques centièmes de la production moyenne attendue. Ce sont les gestionnaires de réseaux qui assurent que l’approvisionnement en électricité s’adapte aux hausses et baisses de la demande. Pour le moment, ils comptent sur deux principaux types de stockage. Les réservoirs d’eau, appelés installations de pompage-turbinage, et les batteries, pour les courtes périodes.

S’il demeure très élevé, le coût du stockage diminue. Mais même dans les projections les plus optimistes, compter sur le seul stockage pour rendre pilotables le solaire et l’éolien restera excessivement cher, selon notre étude, étant donné le volume des déficits à combler pour les longues périodes de faible production.

Le prix de l’éolien et plus encore du solaire diminuent également, au point que leur surdimensionnement – ou installation au-delà du strict nécessaire – devient abordable. Cela demeure vrai lorsque la production excédentaire des générateurs solaires ou éoliens est jetée, plutôt qu’injectée dans le réseau électrique. Le surdimensionnement réduit les manques de production en permettant de produire plus d’énergie durant les périodes de faible disponibilité du solaire et de l’éolien. Mais surtout, installer plus que nécessaire réduit considérablement le besoin de stockage.

Richard Perez, Karl R. Rabago

Ne pas utiliser toute la production

Des moyens déployés régulent la rémunération issue de la génération d’électricité éolienne ou solaire : par exemple, les contrats de rachat de l’électricité produite aussi bien par des particuliers que des entreprises. Ces régulations encouragent une production maximale (mais intermittente) à tout instant, car la production est rémunérée sur l’énergie produite. Les particuliers ou entreprises gérant ces installations cherchent à vendre toute l’électricité produite ; en rejeter une partie est donc perçu comme une perte de revenus.

Cette vieille idée freine la transition vers une énergie renouvelable pilotable et bon marché, apte à satisfaire la demande, puisque toute la production doit être utilisée lorsqu’elle est disponible. Une approche qui maintient l’énergie renouvelable à un niveau marginal car intermittent.

Pour mieux comprendre l’idée, imaginons un distributeur d’électricité régional qui doit fournir un nombre N de mégawatt-heure par jour pour répondre à la demande. Aujourd’hui, les installations solaires dans cette région atteignent ou dépassent une telle demande seulement les jours de production maximale (en été par beau temps par exemple). Le reste du temps, la production trop faible est comblée par de l’énergie stockée ou par d’autres ressources.

Si l’on surdimensionne les installations solaires dans la région, le photovoltaïque atteindra beaucoup plus souvent les mêmes N mégawatt-heure nécessaires par jour. Les manques de production se feront plus rares et le recours au stockage d’énergie moins fréquent.

Les ressources intermittentes d’énergie renouvelable pourront alors être distribuées efficacement, et fonctionner de la même façon que les centrales électriques actuelles. De cette façon, le renouvelable remplacera les anciennes centrales sans réorganisation majeure des réseaux de transmission.

Le cas du Minnesota

Notre équipe a développé un modèle de ce type pour l’État du Minnesota, pas particulièrement ensoleillé. Le but était de déterminer la combinaison la moins chère alliant solaire, éolien et stockage nécessaires pour fournir à tout instant et en toute saison l’alimentation en énergie.

L’étude démontre que surmonter la contrainte liée à la variabilité naturelle de l’éclairement solaire et de la vitesse des vents est possible. Cela implique de surdimensionner la production et que les distributeurs autorisent des pertes d’environ 20 à 40 % de l’excès d’énergie produite. Ce surdimensionnement réduit considérablement les besoins en stockage, toujours nécessaire, bien sûr, mais de façon à ce que son impact sur les coûts de production reste à un niveau acceptable.

Une question légitime s’impose alors : quelle serait la surface requise pour un déploiement complet de photovoltaïque (PV) surdimensionné ? Pour le Minnesota, dans le plus extrême scénario, soit une production électrique fournie à 100 % par le PV et le doublement de la production du solaire par rapport au besoin de la demande réelle, cette surface serait de 1130 km2. Et cela en considérant le rendement des panneaux solaires actuels, de l’ordre de 20 % aujourd’hui (1 kW d’énergie solaire peut être converti en 0,2 kW d’electricité). Cette surface représente moins de 1 % des terres cultivées de l’État, ou la moitié des espaces urbanisés de densité de population moyenne et haute du Minnesota.

Pour la France, avec le même scénario extrême, la surface nécessaire serait de l’ordre de 2 800 km2, là aussi moins de 1 % de la surface agricole du pays.

Exploiter la complémentarité solaire et éolien

Outre le surdimensionnement, d’autres pratiques, actuellement en développement, pourraient contribuer à atteindre un réseau fondé sur les énergies renouvelables.

Le solaire et l’éolien ont des productions journalières et saisonnières complémentaires : le vent est plus fort la nuit et en hiver, alors que la production de PV est à son maximum le jour et en été. Il est donc intéressant d’exploiter cette complémentarité en déployant de manière optimale les deux ressources. Au Minnesota (une région à forte ressource éolienne, et ressource solaire modeste), la proportion optimale donnant l’électricité ferme (garantie tout le temps) la moins chère est de l’ordre de 45 % d’éolien et 55 % de photovoltaïque.

Par ailleurs, il vaut mieux gérer la demande, en favorisant le report de la consommation vers les périodes de forte production renouvelable. Cette pratique dite du « load-shaping » permet de réduire les écarts entre offre et demande d’énergie.

La volonté de maximiser les énergies renouvelables en évitant les pertes faisait sens à l’époque où le solaire était intermittent et extrêmement cher. Mais l’ensemble décroissant des coûts permet de penser d’autres solutions, en commençant par le déploiement surdimensionné de ces énergies.

Marc Perez (chercheur à Clean Power Research qui a écrit sa thèse de doctorat à l’Université Columbia sur ce sujet), Morgan Putnam (vice-président de Solar Analytics à Resurety) et Karl Rabago (Professeur et directeur du Pace Energy and Climate Center à Pace University) ont contribué à la rédaction de l’article.