Combien de fois n’avons-nous pas entendu cela? « Pour chaque MW d’éolien ou de PV installé, il faut construire un MW de centrale thermique pour compenser l’intermittence des renouvelables ». Je vais essayer d’expliquer pourquoi c’est faux et comment calculer le « back-up » éventuellement nécessaire.

Le concept clé est celui du « crédit de capacité », le pourcentage d’une puissance renouvelable variable nouvelle qui est « crédité » d’une capacité ferme. Ce n’est pas une mince affaire de l’évaluer, c’est compliqué et il faut beaucoup de données. Et Il y a plusieurs méthodes. La plus courante consiste à calculer l’augmentation de la demande d’électricité qui serait compatible avec un maintien du niveau actuel de fiabilité suite à  la construction d’une capacité  renouvelable  supplémentaire: on l’appelle Effective Load Carrying Capability.

Le crédit de capacité du PV et du vent dépend de nombreux facteurs, en particulier la coïncidence temporelle entre les pointes de demande et la disponibilité du vent et du soleil, l’aire géographique concernée et le degré d’inter connectivité,  mais aussi la technique employée (par exemple pour les éoliennes le ratio entre la puissance électrique et l’aire balayée par les pales et la hauteur du mat, pour le PV l’orientation tout sud ou plus ou moins ouest, ou le suivi du soleil). Enfin, le niveau de pénétration est important, le crédit de capacité diminuant avec la pénétration.

En Europe septentrionale, le crédit de capacité du PV est très bas, proche de zéro, alors qu’il peut être très élevé, jusqu’à 65%, pour les premières installations dans un pays ensoleillé dont la demande est tirée d’abord par la climatisation. Celui de l’éolien en Europe se situe entre 5% et 35%, mais décline avec le développement de l’éolien.

Mais ce n’est pas le tout d’avoir calculé un crédit de capacité, encore faut-il interpréter correctement sa signification du point de vue d’un parc de production. Tout d’abord, il faut réaliser qu’il s’agit de technologies dont les facteurs de capacité (ne pas confondre facteur et crédit…) sont très différents. Une centrale thermique, disponible la plupart du temps, pourrait avoir, par exemple, un facteur de capacité de 85%, c’est-à-dire fonctionner en un an l’équivalent de 0,85 fois 8760 heures à pleine puissance, soit « FLH » (full load hours)=7446. Une éolienne moderne ou « surtoilée » aura un facteur de capacité de 35%, contre 25% pour les éoliennes plus anciennes), soit FLH=3066. 1 MW éolien a donc la même production annuelle que 0,35/0,85=0,41 MW thermique.

Et ce qui est déterminant pour le calcul d’un (éventuel) « back-up », c’est le ratio du facteur de capacité sur le crédit de capacité d’1 MW supplémentaire. Si le crédit de capacité d’une éolienne est proche de son facteur de capacité… elle se comporte en réalité un peu comme une centrale thermique, les centrales thermique ayant elles-mêmes un facteur de capacité proche de leur crédit de capacité. Si le crédit de capacité d’un système PV est supérieur à son facteur de capacité, ce système s’apparente à une centrale « de pointe », sa contribution à la capacité étant supérieure à sa contribution en énergie. Si à l’inverse – et cela va devenir de plus en plus souvent le cas avec la poursuite du déploiement de l’éolien et du solaire – une installation renouvelable variable a un facteur de capacité supérieur à son crédit de capacité, alors oui, on peut calculer un besoin en « back-up » – par exemple, dans le cas d’1 MW éolien avec un facteur de capacité de 35% mais un crédit de capacité de 20%, alors on peut estimer le besoin de « back-up » à la puissance de la centrale thermique qui aurait la même production annuelle, soit 0,41 MW, moins le crédit de capacité de 0,2 MW, soit 0,21 MW. On est loin du « 1 MW de back-up pour 1 MW de renouvelable variable » cité un peu partout…

Et puis, ce back-up, faut-il le construire, ou l’a-t-on déjà? La réponse est complexe, là encore. Cela dépend de l’âge, non du capitaine, mais bien du parc, et de sa flexibilité. Mais au total, on va bien sûr vers une réduction forte du parc thermique. Regardons ce qui se passe, par exemple si on fait 60% de renouvelables en Europe. C’est le schéma mis en tête de cet article – des « monotones » (en anglais Load duration curves), qui indiquent sur toute l’année (8760 heures) la puissance appelée (la courbe du haut), et le nombre d’heures pendant lesquelles cette puissance est appelée. A droite, environ 250 GW, c’est le minimum de consommation. A gauche, environ 600 Gw, c’est la puissance maximale, pendant très peu d’heures. Les différentes couleurs représentent différents archétypes de moyens de production: ceux que l’on dit « base load », en bas, typiquement hydraulique de rivière, nucléaire, charbon; ceux que l’on dit « mid-merit », au milieu, hydraulique de réservoirs et centrales à gaz à cycle combiné; ceux que l’on dit de pointe, tout en haut, en rouge, des turbines à combustibles, qui peuvent être alimentées en gaz ou en pétrole.

La ligne inférieure, vers laquelle pointe les flèches, c’est la demande « nette de vent et de solaire ». Le vent et le solaire à fortes doses en Europe réduisent beaucoup la production d’énergie par les autres moyens, mais moins la capacité nécessaire pour les heures de pointe. Le bilan pour le parc thermique, c’est 60 GW  de capacité de pointe en plus… et 160 GW de capacité base load en moins. Peut-être qu’il faudra construire des outils plus adaptés que ce que l’on a, mais au total, on a donc bien 100 GW de centrales thermiques en moins – et celles qui restent marchent plus souvent au gaz qu’au charbon, et moins longtemps dans l’année.

J’espère avoir au moins fait litière des bêtises du genre « il faut 1 MW de thermique par MW d’éolien, et donc les émissions de CO2 augmentent ». Et je précise l’origine du graphe, pour les derniers sceptiques: il vient de la présentation d’une étude d’EDF, Technical and Economic Analysis of the European Electricity System with 60% RES présentée à Bruxelles le 17 juin dernier, et consultable ici. Elle donne un crédit de capacité moyen de 20,6% à l’éolien (485 GW d’éolien permettent de supprimer 100 GW thermiques).

PS: j’ai évoqué ici des facteurs de capacité « typiques », mais qui varient évidemment énormément selon l’emplacement des éoliennes ou des modules PV. Il y a des éoliennes « classiques » qui ont des facteurs de capacité de plus de 50% parce qu’on les a installées dans des sites extrêmement ventés (et vantés).