A la demande générale, et pour répondre à l’actualité créée par la non-publication d’une étude de l’ADEME sur une électricité 100% renouvelables en France, je remets sur le dessus de la pile les extraits les plus significatifs d’une note de blog d’octobre dernier, que je compte enrichir dans les prochains jours de quelques précisions issues de l’étude de l’ADEME. Revenez bientôt…
Arriver à 100% de renouvelables dans l’électricité, c’est… facile pour ceux qui ont beaucoup d’hydraulique. Eh oui, on l’oublie trop souvent, mais l’Albanie, la République démocratique du Congo, le Mozambique, le Népal, le Paraguay, le Tadjikistan et la Zambie ont déjà une électricité 100% renouvelable, l’Islande (avec l’aide de la géothermie) et la Norvège n’en sont pas loin, non plus que le Brésil, l’Ethiopie, la Géorgie, le Kirghizstan, la Namibie…
Mais quand on n’a pas ou peu d’hydroélectricité, 100% renouvelables c’est une autre paire de manches. En combinant, selon les cas, beaucoup de solaire, ou pas mal d’éolien, un peu de bioélectricité, de géothermie, voire d’énergies marines, on peut s’en approcher. Avec la gestion de la demande, les interconnections, un minimum d’hydraulique, du stockage dans des stations de pompage et demain des batteries, on peut gérer la variabilité sur un rythme quotidien. Reste la semaine ou la quinzaine sans vent ni soleil – et non, je ne crois pas que nous ayons rapidement des possibilités économiques d’affronter ce type de situation avec des énergies renouvelables variables et du stockage. Le prix des batteries baisse rapidement, peut-on lire un peu partout. Tant mieux, pour la propulsion électrique, et un bientôt pour gérer une part de la variabilité quotidienne de la demande et de la production renouvelable d’électricité.
Mais la variabilité saisonnière, elle, nécessite de vastes volumes de stockage et des convertisseurs d’énergie coûteux (mais rentables s’ils sont aussi utilisés tous les jours). En pratique, on répond aux problèmes de variabilité saisonnière par un mix de renouvelables – le vent et le solaire, en particulier, sont souvent en opposition de phases. Nous avons plus de vent en hiver, de soleil en été, de vent la nuit, de solaire… le jour. Les seuls stockages inter-saisonniers économiques, ce sont les stations de pompage qui ont de grands réservoirs naturels. Mais des batteries pour stocker le soleil d’été vers l’hiver, le vent d’hiver vers l’été, ce n’est ni pour demain ni pour après-demain.
Reste le fameux « power to gas ». Techniquement, c’est simple. Transformer des excédents temporaires d’électricité en hydrogène, l’hydrogène en méthane, et le méthane à nouveau en électricité quand on en a besoin. Certes, mais à quel coût? Comment rentabilisera-t-on des électrolyseurs fonctionnant 5% ou 10% du temps, des stockages utilisés une fois l’an? Dans le scénario « hi-Ren » de la publication de l’agence internationale de l’énergie Energy Technology Perspectives, on a 79% de l’électricité mondiale d’origine renouvelable en 2050 – et si cela suppose des investissements massifs ceux-ci rapportent non moins massivement, donc ce scénario n’est pas plus cher que celui du laissez-faire. C’est le passage de 80 à 100% qui pourrait être vraiment coûteux. Et au fond, inutile. Pour réduire davantage les émissions de CO2, il y a d’autres options moins chères.
L’électricité, c’est 20% de la demande finale d’énergie, 40% de l’énergie primaire et des émissions de CO2. On commence par là, parce qu’il est plus facile de décarboniser… presque entièrement, l’électricité, que le reste. Mais faut-il rechercher le 100% renouvelables dans l’électricité à n’importe quel prix? Evidemment non – il y a beaucoup d’options moins chères pour réduire les émissions associés à l’utilisation directe des fossiles dans les transports, le bâtiment et l’industrie. Et notamment, au-delà des économies d’énergie, bien évidemment à utiliser en premier lieu, en sus de la chaleur renouvelable (chaleur solaire, bioénergie), il y a… la substitution d’une électricité peu carbonée aux combustibles fossiles dans ces secteurs. Les véhicules électriques (ou hybrides pluggables) dans les transports, les pompes à chaleur dans les bâtiments… et une foultitude de technologies dans l’industrie, dont le recensement reste à faire.
100% renouvelables dans l’électricité, si les combustibles fossiles restent massivement utilisés dans les secteurs finals de consommation, à quoi bon?
Pour commencer et à condition d’en avoir la volonté politique, ce qui n’est pas clair en France, passer à 48% d’électricité renouvelable en 2030 ne pose pas de problème technique et économique.
http://energeia.voila.net/renouv2/renouvelable_possible.htm
L’augmentation de capacité nécessaire pour les principales énergies renouvelables, éolien, solaire, biomasse/biogaz est réalisable en moins de quinze ans. Nos voisins l’on fait.
« Par exemple, la puissance éolienne en Allemagne était de 4.500 MW en 1999 (autant que la France en 2009) et de 39.200 MW fin 2014, quinze ans plus tard (8,7 fois plus). En Allemagne toujours, la puissance photovoltaïque est passée de 3.800 MW en 2006 à 38.200 MW fin 2014 (dix fois plus en sept ans). »
Depuis, la technologie a évolué, les coûts ont baissé, ce qui rend la transition plus facile.
Un problème bien français est celui du chauffage électrique qui entraîne une surconsommation d’électricité en hiver, aggravant aussi l’amplitude de la pointe électrique.
Les pompes à chaleur, air-air ou air-eau ne font qu’amoindrir le problème lorsque la température n’est pas trop froide. Par grand froid, ces PAC ressemblent surtout à de simples convecteurs électriques, le COP devenant très faible. En février 2012, cela n’aurait pas changé grand chose pour le réseau électrique et la production d’électricité.
La biomasse renouvelable utilisée en cogénération électricité/chaleur est un premier élément de réponse, une partie des unités n’étant utilisée que pendant la période de chauffe (d’octobre à avril).
Le stockage inter-saisonnier de la chaleur, produite par du solaire thermique comme on peut trouver des exemples ici :
http://www.solar-district-heating.eu/ServicesTools/Plantdatabase.aspx
est déjà utilisé dans quelques pays comme le Danemark, l’Allemagne, l’Autriche, la Suède, la Pologne.
Un autre intérêt de celui-ci est de pouvoir profiter des réservoirs de stockage thermique pour y envoyer les excédents d’électricité éolienne et solaire, convertis en chaleur, avec un rendement global nettement supérieur au P2G/G2P.
Ce n’est pas un stockage d’électricité mais un stockage d’énergie plus efficient/efficace.
En 2050, la baisse des coûts aura rendu raisonnable de surdimensionner la capacité éolienne et solaire, en complément du stockage sur batteries, pour résoudre le problème d’adaptation de la production à la demande d’électricité.
Commentaire à publier.
Pour commencer et à condition d’en avoir la volonté politique, ce qui n’est pas clair en France, passer à 48% d’électricité renouvelable en 2030 ne pose pas de problème technique et économique.
http://energeia.voila.net/renouv2/renouvelable_possible.htm
L’augmentation de capacité nécessaire pour les principales énergies renouvelables, éolien, solaire, biomasse/biogaz est réalisable en moins de quinze ans. Nos voisins l’on fait.
« Par exemple, la puissance éolienne en Allemagne était de 4.500 MW en 1999 (autant que la France en 2009) et de 39.200 MW fin 2014, quinze ans plus tard (8,7 fois plus). En Allemagne toujours, la puissance photovoltaïque est passée de 3.800 MW en 2006 à 38.200 MW fin 2014 (dix fois plus en sept ans). »
Depuis, la technologie a évolué, les coûts ont baissé, ce qui rend la transition plus facile.
Un problème bien français est celui du chauffage électrique qui entraîne une surconsommation d’électricité en hiver, aggravant aussi l’amplitude de la pointe électrique.
Les pompes à chaleur, air-air ou air-eau ne font qu’amoindrir le problème lorsque la température n’est pas trop froide. Par grand froid, ces PAC ressemblent surtout à de simples convecteurs électriques, le COP devenant très faible. En février 2012, cela n’aurait pas changé grand chose pour le réseau électrique et la production d’électricité.
La biomasse renouvelable utilisée en cogénération électricité/chaleur est un premier élément de réponse, une partie des unités n’étant utilisée que pendant la période de chauffe (d’octobre à avril).
Un autre élément est le stockage intersaisonnier de la chaleur, comme cela est promu par solar-district-heating et par le programme iea-shc de l’agence internationale de l’énergie, que vous connaissez bien.
— suite — 2015-0414 – modération – …
Le stockage inter-saisonnier de la chaleur, produite par du solaire thermique comme on peut trouver des exemples ici :
http://www.solar-district-heating.eu/ServicesTools/Plantdatabase.aspx
est déjà utilisé dans quelques pays comme le Danemark, l’Allemagne, l’Autriche, la Suède, la Pologne.
Un autre intérêt de celui-ci est de pouvoir profiter des réservoirs de stockage thermique pour y envoyer les excédents d’électricité éolienne et solaire, convertis en chaleur, avec un rendement global nettement supérieur au P2G/G2P.
Ce n’est pas un stockage d’électricité mais un stockage d’énergie plus efficient/efficace.
En 2050, la baisse des coûts aura rendu raisonnable de surdimensionner la capacité éolienne et solaire, en complément du stockage sur batteries, pour résoudre le problème d’adaptation de la production à la demande d’électricité.