Le caractère intermittent de l’énergie éolienne est une réalité physique mais les progrès de la modélisation et de la prévision météorologique permettent d’anticiper de mieux en mieux. En quelques décennies, malgré la variabilité de nos consommations électriques, les gestionnaires de réseaux électriques ont réussi à prévoir les variations de l’appel de puissance des consommateurs.
Les études réalisées par RTE démontrent que la productivité du parc éolien français est largement supérieure à la moyenne européenne. Cette spécificité s’explique par le caractère particulièrement avantageux des régimes de vent français (deuxième gisement éolien en Europe, derrière la Grande-Bretagne).
En France, nous disposons de trois régimes climatiques différents et complémentaires : océanique, continental et méditerranéen. De ce fait, le vent souffle toujours dans une région ; C’est ce qu’on appelle le « foisonnement ».
Par ailleurs, contrairement à certaines affirmations, l’électricité d’origine éolienne ne nécessite pas une puissance équivalente en centrale thermique pour pallier ses variations. Selon les experts du gestionnaire du Réseau de Transport d’Electricité, un parc éolien national d’une puissance de 10 000 MW, réparti sur les trois régions climatiques, apporte la même puissance garantie que 2800 MW de centrales thermiques à flamme, évitant ainsi les émissions de CO2 associées.
En 2020, nos éoliennes produiront de manière quasi continue 3 000 MW. La production oscillera entre 1 000 MW et 5 000 MW pendant 70 % de l’année. La production dépassera 5 000 MW pendant 15 % de l’année et se situera sous 1 000 MW pendant les 15 % restants. Il s’agit d’une production bien plus régulière que l’on ne le dit parfois. Son installation permet d’éviter d’avoir recours à un certain nombre de centrales thermiques.
Selon l’étude effectuée par RTE à ce sujet, une puissance éolienne de 10 000 MW correspond en réalité à une puissance moyenne de 2 860 MW. Par ailleurs, une telle installation de 10 000 MW éoliens permet en fait de produire 24 TWh en l’espace d’une année, ce qui correspond à la production de 3 000 MW thermiques qui fonctionneraient pendant 8000 heures par an. 10 000 MW éoliens se substituent ainsi à 3 000 MW thermiques à la fois en énergie et en puissance.
Cette étude conclut donc au fait que 10 000 MW d’éolien offrent une capacité de substitution de 3 000 MW de thermique à niveau de sécurité équivalent. Par conséquent, les besoins à l’extrême pointe pour RTE, qui atteindront 1 000 MW par an à partir de 2009, seront couverts par la capacité de substitution qu’offrira alors l’éolien entre 2009 et 2012. Cette capacité éolienne nous épargnera des investissements dans le thermique.
Par ailleurs, il faut rappeler que les avancées technologiques récentes ouvrent la voie à une utilisation massive des énergies renouvelables.
En Allemagne, le Ministère fédéral de l’économie (BMWi) finance des technologies innovantes en stockage de l’électricité permettant d’intégrer la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables (en particulier éolienne), en forte croissance, dans le système d’approvisionnement électrique.
L’un des premiers projets soutenus par la nouvelle initiative du BMWi est la réalisation d’un accumulateur adiabatique à air comprimé en Allemagne. Cet accumulateur nommé ADELE est développé par un consortium d’entreprises, et le Centre allemand de recherche aérospatiale (DLR), la coordination du travail étant assurée par RWE.
L’objectif de ce projet est de stocker efficacement une grande quantité d’énergie et de la restituer au bon moment dans le réseau électrique. Une première installation de démonstration devrait être construite d’ici 2013, avec une capacité de stockage de 1 GWh et une puissance électrique de 200 MW. Ainsi ADELE devrait être en mesure de fournir pendant 5h une quantité d’électricité constante au réseau, de la même manière que 40 éoliennes ultramodernes.
Quand le vent est fort, les accumulateurs à air comprimé permettent d’utiliser le surplus d’électricité produit par les éoliennes pour comprimer de l’air et l’injecter dans des réservoirs souterrains (de formations géologiques diverses : sel, roche, aquifère) à l’aide de compresseurs dans un circuit bidirectionnel. L’augmentation de la pression lorsque l’air est comprimé est accompagnée d’une forte croissance du potentiel énergétique du système.
En cas de besoin d’électricité, les accumulateurs des cavernes se déchargent de l’air comprimé qui va actionner des turbines. Cependant, cette technique, si elle n’est pas nouvelle, n’a jamais été exploitée, à cause du faible rendement des compresseurs existants.
Le stockage adiabatique par air comprimé est un développement à plus haute efficacité énergétique. Lorsque l’air est temporairement stocké à faible température dans les cavités souterraines, la chaleur de compression émise est également stockée ; puis cette chaleur est récupérée, afin de chauffer l’air comprimé réacheminé dans le récupérateur de chaleur, avant sa détente dans la turbine à haute température. L’intégration dans des accumulateurs à air comprimé de grande taille permet de réaliser une telle installation sans alimentation externe et avec un rendement de 70 %.
Le groupe énergétique EnBW, en partenariat avec Siemens et avec le soutien du Land de Basse-Saxe, compte également mettre en place d’ici 2011/2012 une centrale de stockage par air comprimé adiabatique en Basse-Saxe. C’est surtout dans le stockage d’électricité que GE Energy compte faire la différence.
Ce projet pilote développé par le groupe énergétique EnBW, en partenariat avec Siemens vise une capacité de stockage de 1 GWh et de restitution électrique de 200 MW. Le principe est de comprimer l’air ambiant à 20 ou 30 bars. Sa température grimpe alors à 600°C. Refroidi, l’air comprimé est stocké dans le sol. L’air sera ensuite ressorti du réservoir souterrain en cas de besoin d’électricité, réchauffé, puis envoyé dans une turbine. Le rendement devrait atteindre 70 %.
Mais d’autres voies technologiques prometteuses sont explorées, comme les batteries liquides. Une équipe d’ingénieurs australiens de l’université de Nouvelle-Galles du Sud, à Sydney, a trouvé le moyen de stocker l’électricité dans des cuves, sous forme liquide. La centrale éolienne de King Island, une île du sud de l’Australie, expérimente ainsi depuis 2003 un accumulateur à circulation qui emmagasine l’excédent d’électricité produit lorsque le vent souffle fort pour le restituer lorsqu’il faiblit.
Ce système pourrait lever l’un des obstacles qui freinent le développement des énergies renouvelables, en leur permettant d’alimenter le réseau en l’absence de vent ou de soleil. A King Island, le générateur thermique qui prend le relais des éoliennes quand il n’y a pas de vent a vu sa consommation de fioul diminuer de moitié.
Contrairement aux batteries classiques au plomb, ces derniers utilisent des électrolytes (liquides dans lesquels baignent les plaques de l’accumulateur) qui ne sont pas stockés à l’intérieur, mais dans deux réservoirs externes. C’est leur mise en contact, dans une cuve centrale, qui produit de l’électricité. Pour la recharge, l’apport de courant provenant des éoliennes assure la séparation des deux électrolytes, qui sont à nouveau stockés dans leurs réservoirs. L’avantage du système à circulation sur les batteries classiques réside dans sa capacité à fournir aussi bien un kilowattheure que plusieurs centaines de mégawattheures. L’accumulateur de King Island peut ainsi restituer 200 kilowatts d’électricité pendant quatre heures.
Autre solution, un couplage optimal de l’hydraulique et de l’éolien qui pourrait permettre de diminuer de 90% le recours aux sources d’énergie traditionnelles généralement nécessaires pour compenser les irrégularités de production de l’éolien. Une étude de l’ingénieur Leif-Erik Langhans montre que les centrales hydrauliques à pompe se révèlent particulièrement adaptées : en cas de surproduction électrique par les éoliennes, le surplus peut être utilisé pour pomper l’eau du bassin inférieur jusqu’au bassin supérieur ; si l’offre électrique devient inférieur à la demande, l’énergie potentielle ainsi stockée est libérée en relâchant l’eau du bassin supérieur à travers une turbine et convertie en électricité.
Enfin, cette production massive d’électricité éolienne peut être intégrée et régulée grâce aux réseaux intelligents ou « smarts grids ».En améliorant la connaissance sur la consommation électrique à l’aide de compteurs intelligents, il serait plus facile d’éviter les pics de consommation et les pannes dues à une surcharge. La gestion de la consommation électrique serait gérée de manière intelligente. Par exemple, pendant les horaires où la consommation est réduite, on pourrait profiter de l’électricité produite pour charger sa voiture électrique.
On estime que les compteurs intelligents pourraient permettre de réduire les consommations de 10 %. La Commission européenne recommande d’ailleurs qu’à l’horizon 2020, 80 % des foyers soient équipés de compteurs intelligents afin de mettre en œuvre les engagements du Paquet énergie climat.
En 2008, ERDF, la filiale distribution d’EDF, a lancé une vaste opération d’un coût de 4 milliards d’euros en deux étapes. La première, expérimentale, prévoit l’installation chez les particuliers, d’ici à 2011, de 300 000 compteurs « communicants », qui permettent de recevoir et d’envoyer des données à distance.
Cette phase d’expérimentation sera suivie d’un déploiement de grande ampleur (35 millions de compteurs sur le territoire). Ces outils permettent au gestionnaire de réseau un suivi permanent du réseau basse tension, de la qualité de l’électricité, des fluctuations de l’offre et de la demande. On peut alors gérer le réseau électrique de façon beaucoup plus fine et économique, en ajustant en permanence l’offre et la demande.
À terme, les producteurs tablent sur le développement du demand response, « la gestion d’énergie négative » en français, un système déjà testé aux États-Unis, dans certaines villes de Californie. Le principe est simple : plutôt que de mettre en route une centrale thermique à flamme, on demande au client d’abaisser sa consommation, ce qui permet de « lisser » la demande.
Un rapport publié en 2008 par l’EPRI (l’Institut de recherche américain sur l’énergie électrique) indique que le déploiement du smart grid pourrait réduire les émissions de CO2 de 60 à 211 millions de tonnes en 2030. Le déploiement d’un réseau intelligent permet aussi aux producteurs de suivre et d’intégrer les énergies réparties, c’est-à-dire que la production d’une éolienne placée sur le toit d’une maison est elle aussi prise en compte.
En France, le pôle Transmission et Distribution (T&D) d’Areva a été sélectionné par RTE pour fournir une solution de gestion de réseau intelligent destinée à observer, estimer et anticiper l’énergie produite par les parcs éoliens reliés au réseau. Cette collaboration vise à mieux intégrer les sources d’énergie renouvelable au réseau, alors qu’un fort développement de la production d’énergie éolienne est prévu en France dans les prochaines années.
On voit donc que l’énergie éolienne peut être massivement intégrée aux réseaux électriques grâce aux avancées technologiques et informatiques récentes. A l’horizon 2020, les éoliennes s’intégreront en outre dans des systèmes énergétiques globaux, interconnectés verticalement et horizontalement et capables de stocker et de restituer avec un excellent rendement l’électricité sous forme de gaz, d’air comprimé ou d’hydrogène. Combinés aux réseaux et compteurs intelligents (Smart Grid), ces réseaux seront également capables de prévoir, d’anticiper et de gérer en temps réel la production et la consommation d’énergie.
[ Archive ] – Cet article a été écrit par René Tregouët
