Aux Etats-Unis, un réseau électrique, entièrement alimenté par des sources d’énergie renouvelables, peut-il être aussi fiable que celui en existence? L’absence de réponse claire à cette question a, jusqu’ici, persuadé bon nombre de gens avisés que l’option nucléaire devait « rester ouverte » pendant l’élimination progressive des combustibles fossiles, particulièrement l’usage du charbon pour produire de l’électricité, pour répondre aux préoccupations liées au changement climatique.

Aujourd’hui, à peu près la moitié de la consommation américaine d’électricité est assurée par le charbon. Environ19 pourcent sont assurés par le nucléaire et le même pourcentage est assuré par le gaz. Pratiquement tout le reste vient de l’hydraulique, de la géothermie et des déchets de bois. La contribution de l’éolien et du solaire est inférieure à un pour cent, la quasi-totalité provenant du premier. Le plus gros de la production électrique est centralisée, 95 pour cent de celle-ci provenant de grandes centrales.

Il ne fait aucun doute que les ressources nécessaires à une transition vers un secteur électrique entièrement alimenté par des renouvelables existent. Par exemple, les ressources éoliennes terrestres des 20 États les mieux ventés, sont deux fois et demie supérieures à la production électrique totale des États-Unis.

En termes thermodynamiques, elles sont grosso modo équivalentes à la totalité de la production pétrolière cumulée de l’OPEP (Organisation des pays exportateurs de pétrole). Il existe par ailleurs des ressources éoliennes offshore. Les ressources solaires sur seulement un pour cent de la superficie terrestre des États-Unis, converties en électricité avec un rendement de 20 pourcent, sont trois fois plus importantes que l’éolien.

Encore récemment, le plus grand problème des énergies renouvelables était leur aspect économique comparé à celui des combustibles fossiles. Toutefois, cette comparaison ne tient pas compte des coûts liés aux effets néfastes des émissions de CO₂ sur le climat de la planète. Sans compter que depuis les dix dernières années, l’électricité éolienne est devenue aussi économique que l’électricité nucléaire, même si elle plus chère que le charbon quand ce dernier n’est attribué aucun coût pour ses émissions de CO₂.

Comme noté dans l’article sur les coûts de l’énergie nucléaire dans ce même numéro, les coûts de l’électricité solaire photovoltaïque baissent rapidement, alors que les estimations de coût pour l’électricité nucléaire sont à la hausse. Les coûts des installations photovoltaïques (PV) de taille moyenne ou importante sont à peu près équivalents à ceux de l’électricité produite en période de pointe avec des turbines mono étage au gaz naturel. Les coûts du solaire PV devraient descendre à 10 cents/kWh, ou moins, dans les dix prochaines années.

Par ailleurs, on commence actuellement à déployer à grande échelle des installations solaires thermiques, après une interruption d’environ 20 ans.² Ainsi, PG&E, une grande compagnie électrique de Californie du Nord, a donné son accord pour l’achat d’une puissance de 553 mégawatts issue d’une centrale solaire thermique qui sera construite dans des zones désertiques du sud de la Californie.

Elle envisage de porter ses achats d’électricité solaire thermique à 1 000 MW d’ici 2020, dans le cadre d’une obligation imposée par l’État.³

Intermittence

Le plus gros problème de l’éolien et du solaire est l’intermittence. Par sa nature même, l’énergie solaire n’est présente que pendant la journée et sa disponibilité varie au fil des saisons, avec une variation plus marquée dans les régions septentrionales. Quant à l’éolien, en plus des variations saisonnières, les variations peuvent se faire sentir d’heure en heure et de jour en jour. L’intermittence n’est toutefois pas un obstacle dans réalisation d’un secteur électrique fiable à partir des énergies renouvelables si ces dernières sont ajoutées au réseau de façon planifiée, en accordant suffisamment d’attention aux facteurs géographiques et autres, ainsi qu’à la capacité de réserve.

Actuellement, environ 0,7 pour cent de la consommation électrique américaine est couverte par les énergies éolienne et solaire, la quasi-totalité provenant de l’éolien. Il est possible de porter l’énergie éolienne à 10 pour cent de la production électrique ou plus tout en maintenant la fiabilité du réseau, comme le montre l’expérience acquise en Europe avec, par exemple, le Danemark qui produit 20 pour cent de son électricité avec l’éolien.

L’augmentation de la part de l’électricité éolienne au-delà de quelques pour cent nécessite des ajouts à la capacité de réserve de façon à préserver la fiabilité du système électrique.

Un développement des ressources éoliennes permettant de tirer profit des vastes zones dans lesquelles elles sont disponibles offre un avantage considérable, en ce sens qu’il réduit la durée pendant laquelle la production cumulée issue de l’éolien est faible. Des études ont montré que les coûts de l’intégration de l’éolien dans le réseau peuvent êtres limités ou faibles jusqu’à des niveaux de pénétration relativement élevés si la diversité géographique est prise systématiquement en compte dans la conception pour l’utilisation de la ressource.

Par exemple, une étude commandée par l’Assemblée du Minnesota a établi que la prédiction de la disponibilité des ressources éoliennes était considérablement améliorée lorsqu’on augmentait la diversité géographique de la production éolienne.

La dispersion des éoliennes non seulement réduit la durée pendant laquelle l’énergie éolienne est faible ou inexistante, mais elle améliore également la fiabilité des prédictions sur lesquelles sont basées les besoins de capacité de réserve. L’une des conclusions était que les besoins de réserve pour le système électrique du Minnesota passeraient de 5 pour cent sans production éolienne à un peu plus de 7 pour cent si l’éolien assurait 25 pour cent de la production. C’est un coût relativement modeste. Il existe une capacité de réserve amplement suffisante dans le système électrique américain pour couvrir des besoins supplémentaires de cet ordre.

Une nouvelle étude effectuée à l’Université de Stanford conclut encore plus nettement. Elle portait sur des éoliennes réparties dans une zone couvrant cinq États (Nouveau Mexique, Colorado, Kansas, Oklahoma et Texas) :

Il a été établi qu’une moyenne de 33 % et un maximum de 47 % de la production électrique moyenne annuelle des parcs éoliens interconnectés pourraient être utilisés pour assurer une puissance électrique fiable en base. Un autre résultat tout aussi important montrait que l’interconnexion à un point commun de parcs éoliens multiples, suivie d’une connexion de ce point à une ville distante, pouvait permettre une réduction de la capacité de transport à longue distance, par exemple de 20 % avec une perte d’énergie de seulement 1,6 %.

La fraction de la capacité fiable peut aussi être augmentée en coordonnant les ajouts de capacité avec de l’énergie solaire. Le vent souffle souvent la nuit, ce qui rend très avantageux un développement conjoint de l’éolien et du solaire d’une façon qui permettrait de réduire les coûts pour la même fiabilité.

Planification d’ensemble de la fiabilité

Quelle que soit l’approche retenue pour le futur développement du système électrique, une planification à différents niveaux (local, étatique, régional et fédéral) est essentielle pour préserver sa fiabilité, sans même parler de l’améliorer.

L’éolien et le solaire peuvent et devraient être coordonnés avec l’hydraulique et une capacité de réserve au gaz naturel. Maintenant que le prix du gaz naturel dépasse 6,50 $ le million de Btu, il est rentable de l’utiliser comme alimentation de secours pour l’éolien.

Au fur et à mesure que les coûts du solaire PV baisseront pour arriver à 10 cents/kWh (c’est-à-dire environ 50 pour cent du niveau actuel de 20 cents/kWh), l’utilisation du gaz naturel comme alimentation de secours pour l’électricité solaire pourra être économique. Aucune capacité supplémentaire au gaz naturel n’est nécessaire, dans la mesure où il existe déjà un large excédent de moyens de production de ce type. L’utilisation de la capacité de production au gaz naturel par les compagnies électriques et les producteurs indépendants a été inférieure à 19 pour cent en 2006. Ceci tient à l’énorme capacité de production au gaz naturel qui a été construite dans les années 1990 et le début de la présente décennie, selon l’hypothèse que les prix du gaz naturel resteraient faibles. Cela n’a pas été le cas. Cette erreur économique offre l’occasion à la fois de réduire l’utilisation du gaz naturel et d’augmenter rapidement la proportion d’énergie solaire et éolienne dans le système électrique, tout en maintenant la fiabilité globale du système. Cette conclusion doit se traduire par des mesures spécifiques pour le développement des énergies renouvelables dans chaque réseau en exploitation aux États-Unis, et globalement pour les trois réseaux régionaux des 48 États continentaux (Eastern Interconnect, Western Interconnect et le réseau texan connu sous le nom d’ERCOT – Electric Reliability Council of Texas).

Avec une planification et des politiques correctes en matière d’efficacité, d’exigences en capacité de réserve, de coordination du développement du solaire et de l’éolien pour augmenter la fiabilité, une augmentation de la proportion des renouvelables et de la cogénération de 5 pour cent aujourd’hui à environ 40 pour cent en 2030 (sans compter l’hydraulique) ne devrait pas poser de problème. Grâce à une coordination et des politiques adaptées une transition plus rapide est même possible,.

Au-delà de 15 à 20 ans, il sera nécessaire de disposer d’une importante capacité de stockage et d’une capacité en base fonctionnant avec des sources d’énergie sous le contrôle de l’exploitant pour remplacer complètement le charbon et le nucléaire. Il est possible de réduire au minimum le recours à ces moyens de production en construisant un « réseau intelligent » de façon à ce que certains équipements domestiques ou professionnels fonctionnent quand de l’électricité renouvelable est disponible. Mais quelle que soit l’approche retenue, la fiabilité exigera des composantes importantes de stockage de l’énergie et de production en base.

La première chose à remarquer est qu’il reste 15 à 20 ans pour développer et déployer ces technologies à une échelle assez importante. Les moyens de production en base ou en demi-base peuvent être :

• La biomasse solide, comme les algues séchées ou les plantes aquatiques à haute productivité
• La géothermie roches chaudes
• Des installations solaires thermiques avec un stockage de l’énergie sur 12 heures

La cogénération, l’hydraulique et des centrales à cycle combiné en réserve fonctionnant au biogaz fourniraient des éléments supplémentaires de fiabilité et de flexibilité.

Un grand nombre de technologies de stockage de l’énergie sont utilisables, notamment :

• Stockage d’air comprimé dans des cavités souterraines
• Batteries stationnaires perfectionnées
• Batteries de voitures électriques et/ou véhicules hybrides plug-in qui seraient connectés au réseau quand les véhicules sont garés (un système connu sous le nom de technologie « véhicule-à-réseau » - V2G). Le V2G peut être combiné avec un développement du solaire PV à unemoyenne ou petite échelle. Google a entamé une exploration de ce concept en collaboration avec PG&E.

La démonstration de la technologie du stockage d’air comprimé a déjà été réalisée. Des batteries stationnaires utilisables pour le stockage, notamment les batteries sodium-soufre, ont été mises au point. Tokyo Electric Power et American Electric Power ont inauguré le premier projet américain de démonstration des batteries sodium-soufre à Columbus, dans l’Ohio, en septembre 2007.⁴ Les batteries ont également été testées au Japon.

Si une politique gouvernementale met suffisamment l’accent sur les véhicules hybrides plug-in et les voitures électriques dans les dix ans qui viennent, il est très probable qu’une ou plusieurs technologies de stockage de l’électricité soient commercialisées dans le cadre du développement des véhicules électriques. Les voitures électriques ou les hybrides plug-in permettraient un stockage de l’électricité encore moins cher que les batteries stationnaires, à condition que ces batteries puissent être chargées et déchargées un nombre de fois supérieur à celui nécessaire pour le fonctionnement d’un véhicule sur une durée de vie normale d’environ dix ans. Altairnano, une entreprise située à Reno dans le Nevada, a déjà fabriqué des batteries lithium-ion qui respectent ce critère.

Elles ont été installées sur un véhicule pickup tout-électrique de Phoenix Motorcars, Inc. en 2007. De telles batteries sont encore trop coûteuses, pour partie du fait de la nouveauté de la technologie et pour partie à cause de leur fabrication à petite échelle.

Un système V2G serait particulièrement intéressant comme mode de stockage de l’électricité. Les véhicules ont une puissance installée beaucoup plus importante que le système électrique américain et, par ailleurs, plus de 90 pour cent du temps ils ne fonctionnent pas. Quelques pour cent des véhicules raccordés au réseau à tout moment et sous le contrôle du gestionnaire du réseau pourraient assurer le stockage de l’électricité et la puissance nécessaire pour maintenir un réseau électrique fiable.

La Figure 1 montre une transition possible entre un secteur électrique centralisé actuellement dominé par les combustibles fossiles et le nucléaire, et un réseau distribué fonctionnant entièrement avec des énergies renouvelables. Il est à noter que la demande électrique reste à peu près constante même si les véhicules électriques sont adoptés, parce que l’efficacité énergétique des immeubles résidentiels et des bâtiments commerciaux serait grandement améliorée. L’inefficacité énergétique des bâtiments et équipements actuels est très grande. Les lampes à incandescence, les plus courantes, ne transforment qu’environ 3 pour cent de l’électricité en lumière visible. Les lampes fluorescentes compactes sont trois à quatre fois plus efficaces. Les diodes électroluminescentes ont un rendement encore meilleur. De nouvelles technologies d’éclairage, comme les fibres optiques qui combinent lumière du jour et lumière électrique pour maintenir un éclairage constant en intérieur, vont prochainement être commercialisées. Des possibilités du même genre existent dans d’autres domaines de l’utilisation de l’électricité.

Avec une approche raisonnable de l’efficacité énergétique et des politiques adaptées pour coordonner le développement des sources d’énergie renouvelables et les investissements dans les technologies de stockage de l’énergie, un réseau électrique entièrement basé sur les renouvelables est non seulement techniquement réalisable, il est éminemment souhaitable du point de vue de l’environnement et de la santé. Le coût global des services électriques représenterait à peu près le même pourcentage du PIB qu’aujourd’hui. Il y aurait toutefois des investissements plus importants dans l’efficacité énergétique avec la nouvelle génération que ce qui est d’usage actuellement.

La figure 2 donne une vision schématique d’un réseau électrique entièrement alimenté par des renouvelables. Il est republié ici pour plus de commodité (il a également été publié dans E&S n° 39).

Un réseau distribué, comme celui représenté sur la Figure 2, serait au moins aussi fiable et beaucoup plus sûr que le réseau centralisé actuel. Par exemple, dans le cas d’événements similaires à ceux qui ont conduit aux grands black-outs du passé (New York 1965, Est des États-Unis 2003), le système ne s’effondrerait pas en totalité grâce aux moyens de production électrique locaux et aux dispositifs de stockage qui continueraient de couvrir un pourcentage important des besoins. En outre, une attaque terroriste sur un ou plusieurs sites critiques des infrastructures de transport ne perturberait pas non plus la totalité du système. Comme il réduirait considérablement l’impact d’une telle attaque, ce système électrique risquerait beaucoup moins d’être attaqué.

Conclusion

Beaucoup prétendent que l’option de l’énergie nucléaire doit faire partie du mix énergétique parce qu’elle est indispensable pour assurer la fiabilité d’un réseau électrique. Toutefois cette assertion n’a pas été suivie d’une analyse rigoureuse visant à démontrer que de nouvelles centrales nucléaires étaient bien nécessaires. Cette analyse montre que ni le charbon, ni l’énergie nucléaire ne sont nécessaires pour un système électrique fiable et sûr, même s’il faudra sans doute trente à quarante ans pour accomplir une transition complète vers un système électrique basé sur les renouvelables. Une telle transition doit être effectuée prudemment en faisant attention à l’efficacité énergétique, à la diversité des sources renouvelables, à la capacité de réserve et au stockage, cette dernière étant importante lorsqu’on arrive à des forts taux de pénétration des renouvelables. Le résultat est clair : il est possible et nécessaire de mettre fin simultanément au recours au charbon et au nucléaire pour la production électrique.

LES NOTES BAS DE PAGE

¹ Cet article est basé sur le livre d’Arjun Makhijani, Carbon-Free and Nuclear-Free: A Roadmap for U.S. Energy Policy, IEER Press et RDR Press, 2007, sauf mention contraire, particulièrement les passages sur l’énergie solaire et l’énergie éolienne aux chapitres 3 et 5. On trouvera les références dans cet ouvrage.

² Plusieurs centaines de mégawatts d’installations électriques solaires thermiques ont été construites en Californie dans les années 1980.

³ David R. Baker, “PG&E Embraces Solar Thermal Power Technology,” San Francisco Chronicle, 5 novembre 2007, sur le web http://www.sfgate.com/cgi-bin/article.cgi?f=/c/a/2007/11/05/BUBTT5KM2.DTL.

⁴ “AEP dedicates first U.S. use of stationary sodium sulfur battery,” 23 septembre 2007, sur le web : http://www.aep.com/newsroom/ newsreleases/default.asp?dbcommand=displayrelease&ID=956, consulté le 2 décembre 2007.