La dernière feuille de route australienne sur la transition énergétique ne mentionne pas le nucléaire, car notre opérateur du marché de l’énergie ne peut modéliser que les sources d’énergie légales en Australie.
Le charbon ne sera plus brûlé pour produire de l’électricité en Australie d’ici 14 ans. Pour le remplacer, il faudra accélérer le déploiement de l’énergie solaire et éolienne, du stockage, de nouvelles lignes de transport et d’une certaine capacité de raffermissement du gaz.
Il s’agit là d’un très bref résumé d’un document important et influent : le plan de réseau intégré publié tous les deux ans par l’Opérateur du marché de l’énergie en Australie (AEMO).
La dernière version de ce plan a été publiée aujourd’hui. Il s’agit d’une feuille de route qui indique ce que nous devons construire et où nous devons le faire pour pouvoir nous passer des combustibles fossiles pour produire de l’électricité.
Il montre que le moyen le moins coûteux de nous fournir de l’électricité à l’avenir est l’énergie renouvelable, reliée à la transmission et à la distribution, renforcée par le stockage et l’utilisation de la production au gaz comme les agriculteurs pourraient utiliser un générateur diesel – comme plan de secours.
Qu’en est-il du nucléaire, compte tenu de la promesse de Peter Dutton de construire sept réacteurs ?
Le plan ne l’envisage pas, car l’énergie nucléaire n’est pas légale à l’heure actuelle. Mais une fiche d’information de l’AEMO indique que le rapport GenCost du CSIRO a conclu que la production d’énergie nucléaire était beaucoup plus coûteuse que les autres options :
En fait, c’est l’un des moyens les plus coûteux de produire de l’électricité selon GenCost [et] le temps nécessaire à la conception et à la construction d’une centrale nucléaire serait trop long pour remplacer les centrales au charbon qui partent à la retraite.
À quoi sert ce plan ?
Le réseau principal de l’Australie relie les États de l’est et du sud, où la plupart d’entre nous vivent. Historiquement, il a été construit pour relier les centrales au charbon, peu coûteuses mais polluantes, aux grandes villes.
À mesure que les centrales au charbon seront mises hors service, nous aurons besoin d’un réseau différent afin de pouvoir tirer de l’énergie renouvelable de nombreux endroits différents et d’utiliser le stockage comme source d’énergie de secours.
C’est l’objectif de ce plan. Pour l’élaborer, l’AEMO s’appuie sur une modélisation détaillée et des consultations dans tout le secteur de l’énergie. Cela permet d’aboutir à ce que l’opérateur appelle une « voie de développement optimale » – l’énergie parle pour la combinaison la moins chère et la plus efficace de production, de stockage et de transport d’électricité, qui répond à nos besoins en matière de fiabilité et de sécurité tout en soutenant les politiques de réduction des émissions dans l’intérêt à long terme des consommateurs.
L’un des rôles les plus importants du plan est de montrer où nous avons besoin de nouvelles infrastructures électriques, en particulier de lignes de transport.
Les principales conclusions du plan final n’ont pas changé de manière significative par rapport au projet. Mais certains changements méritent d’être soulignés.
Les réductions d’émissions au premier plan
En novembre de l’année dernière, la réduction des émissions a été officiellement inscrite en tant qu’objectif dans notre législation nationale sur l’électricité.
En mars de cette année, la commission des marchés a publié des lignes directrices sur la manière d’appliquer ces changements aux objectifs dans divers processus, y compris le plan de réseau intégré.
Ces lignes directrices contiennent des chiffres importants, à savoir la valeur de la réduction des émissions, fixée à 70 dollars australiens par tonne aujourd’hui et à 420 dollars par tonne d’ici à 2050. Il ne s’agit pas d’un prix direct du carbone. Il nous permet d’évaluer la valeur des différentes voies d’accès au réseau en termes de réduction des émissions.
L’AEMO a calculé que les avantages réalisés dans le cadre de la voie de développement optimale s’élevaient à 3,3 milliards de dollars supplémentaires si l’on tenait compte de cette valeur. La prise en compte de cet avantage devrait permettre à certains projets de transport d’être approuvés.
Plus de stockage, une transmission retardée
Les nouveaux projets de transmission se sont également avérés controversés et difficiles à développer, tandis que la zone d’énergie renouvelable de la Nouvelle-Angleterre, en Nouvelle-Galles du Sud, a connu des retards considérables. Le projet de plan de l’AEMO prévoyait que cette importante région riche en énergie solaire et éolienne atteindrait sa pleine capacité en 2028. Cette date a été repoussée à 2033.
La bonne nouvelle ? Au cours des sept mois qui ont suivi la publication du projet, une quantité considérable de nouvelles installations de stockage a commencé à arriver. Quelque 3 700 mégawatts de capacité de stockage (10,8 gigawattheures d’énergie) ont progressé au point de pouvoir être inclus dans le plan.
Certains signes indiquent que le déploiement des énergies renouvelables s’est ralenti, en raison de la congestion du réseau, des autorisations et de la nécessité de construire davantage de lignes de transport. Les choses avancent toujours : depuis que le projet de plan a été soumis à consultation en décembre dernier, 490 mégawatts supplémentaires de production à grande échelle ont été introduits dans le réseau. Cette évolution doit s’accélérer : le plan prévoit l’arrivée chaque année de 6 000 mégawatts de capacité renouvelable, y compris l’énergie solaire sur les toits.
Que dit le plan au sujet de l’énergie nucléaire ?
Rien du tout. Le plan de système intégré ne modélise que les technologies légales en Australie, telles que le charbon noir avec captage et stockage du carbone. L’énergie nucléaire a été interdite par le gouvernement de la coalition Howard à la fin des années 1990.
La fiche d’information de l’AEMO mentionne le nucléaire pour souligner qu’il s’agit d’une forme d’énergie très coûteuse et qu’elle n’arriverait pas à temps pour remplacer les centrales au charbon qui partent à la retraite. Nous aurions besoin d’autre chose dans l’intervalle.
La Coalition a indiqué qu’elle soutiendrait les nouvelles centrales au gaz pour garantir la fiabilité du réseau électrique jusqu’à ce que les centrales nucléaires soient en service.
Qu’en est-il des « sécheresses renouvelables » ?
Pour atténuer les pics et les creux de la production renouvelable, nous aurons besoin de différentes technologies d’affermissement. Celles-ci comprennent le stockage, comme les batteries et l’hydroélectricité par pompage, ainsi que la production traditionnelle d’hydroélectricité, de gaz et d’autres sources d’énergie. L’affermissement permet de gérer les variations de l’offre et de la demande et de garantir la fiabilité du système. La réponse à la demande, qui consiste à récompenser les utilisateurs pour qu’ils consomment moins pendant les périodes de pointe, peut également contribuer à garantir la fiabilité.
Le rapport de l’AEMO indique que la production de « gaz flexible » devra fournir une alimentation de secours pendant les périodes que les Allemands appellent « dunkelflaute » – de longues périodes de jours sombres et calmes au milieu de l’hiver, lorsque la production solaire et éolienne fait défaut. Le gaz flexible devrait jouer un rôle pour les pics de demande extrêmes, en particulier en hiver.
Mais cette capacité devrait être très rarement utilisée. Considérez le « gaz flexible » comme un générateur diesel : vous l’avez en réserve en cas de besoin. Dans un avenir proche, un tel générateur pourrait ne produire que 5 % de son potentiel annuel. L’intensité des émissions d’un réseau avec si peu de production de gaz sera minime.
Cela signifie-t-il que nous ne pourrons jamais bannir totalement les combustibles fossiles ? Pas nécessairement. Des solutions plus écologiques, telles que l’hydrogène vert ou le méthanol, pourraient nous permettre de franchir la dernière étape qui nous sépare de la combustion de combustibles fossiles pour produire de l’énergie.
Dylan McConnell, Senior Research Associate, Renewable Energy & Energy Systems Analyst, UNSW Sydney. Cet article est republié de The Conversation sous une licence Creative. Lire l’article original. Traduction en français
