Source d'énergie intermittente

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Les sources d'énergie intermittentes sont les sources de production d'énergie renouvelable qui ne sont pas disponibles en permanence et dont la disponibilité varie fortement sans possibilité de contrôle. Certaines de ces sources d'énergie ont des variations régulières et prévisibles comme l'énergie marémotrice et (partiellement) l'énergie solaire, d'autres sont moins régulières comme l'énergie éolienne.

Caractéristiques[modifier | modifier le code]

Les avantages de ces sources d'énergie intermittentes tiennent au caractère renouvelable et inépuisable à l'échelle humaine de ces sources ; elles ont un coût marginal négligeable et n'émettent pas ou peu de polluants. Par contre, les coûts d'investissement pour pouvoir exploiter ces sources renouvelables sont relativement élevés par rapport aux sources d'énergie conventionnelles. Ce coût a cependant diminué rapidement au cours des dernières années. Ces sources d'énergies sont principalement utilisées pour produire de l'électricité.

Niveau d'intégration actuel[modifier | modifier le code]

La proportion d’électricité produite par des sources intermittentes dans les réseaux électriques a augmenté considérablement au cours des deux dernières décennies. Cette intégration est dictée par les préoccupations réglementaires sur la durabilité et l'impact environnemental de la production d'énergie, ainsi que par le progrès technologique qui a permis de diminuer le coût du capital nécessaire pour exploiter ces ressources. De nombreux systèmes aux États-Unis (Californie, Texas) et en Europe (Danemark, Espagne, Allemagne) produisent plus de 10 % de leur consommation annuelle d'énergie à partir de sources intermittentes d'énergie.

Prise en compte de l'intermittence[modifier | modifier le code]

Effets de l'intermittence sur la gestion du réseau d'électricité[modifier | modifier le code]

Les gestionnaires de réseau d'électricité optimisent la production des centrales des jours et heures en avance. L'imprévisibilité de l'alimentation renouvelable peut provoquer des déséquilibres qui entraînent des variations coûteuses de la production prévue et peut nuire à la stabilité des réseaux électriques. Le démarrage de générateurs conventionnels afin de compenser une diminution de la production renouvelable peut prendre plusieurs heures, conduit à plus de pollution de l'air, induit un entretien plus fréquent des centrales et perturbe le planning d'autres générateurs conventionnels à cause des variations de production par les sources intermittentes qui sont mises en ligne. Des problèmes similaires sont causés par l’arrêt d'unités classiques parfois nécessaire pour équilibrer une augmentation imprévue de la production renouvelable.

La variabilité à court terme des ressources renouvelables (minute par minute) peut aussi provoquer des déséquilibres du réseau électrique. Cette variabilité exige un contrôle primaire des générateurs afin de pouvoir corriger les déséquilibres rapidement. De plus, un contrôle secondaire (générateurs qui peuvent remplacer le contrôle primaire après l'occurrence d'une déviation par rapport aux prévisions de la production renouvelable) est aussi nécessaire. Comme la production renouvelable peut varier rapidement et avec une grande ampleur, le contrôle primaire doit être capable de réagir rapidement.

Plusieurs systèmes d'électricité utilisent de grandes quantités d'énergie hydroélectrique. Pendant les mois où la neige fond et l'alimentation hydroélectrique augmente, la production supplémentaire d'énergie éolienne provoque un problème d'offre excédentaire. Il est aussi possible que les vents augmentent pendant la nuit et diminuent au cours de la journée, en conséquence la production éolienne est parfois négativement corrélée avec la consommation.

Certains générateurs éoliens s’arrêtent pour des raisons de protection mécanique quand les vents deviennent trop forts. Comme les générateurs éoliens fournissent une quantité importante d'énergie aux réseaux électriques pendant les périodes de grands vents, il y a un risque accru de pertes d'approvisionnement pendant les orages pendant lesquels des rafales de vent peuvent provoquer la mise en sécurité des éoliennes. Ce problème est exacerbé dans les grands parcs éoliens où tous les générateurs éoliens fonctionnent avec des vitesses de coupure identiques.

Conséquences de l'intermittence[modifier | modifier le code]

La recherche et l'expérience montrent que les coûts d'intégration des sources d'énergie intermittentes varient entre 0 et 7$/MWh[1],[2]. Gross et al.[3] donnent une estimation de 5 livres sterling/MWh pour l'intégration de l'énergie éolienne. Une autre étude récente menée par Enernex pour l'intégration de l'énergie éolienne au Minnesota[4] conclut que le coût des réserves, le coût résultant de la variabilité et les erreurs de prévision se traduira par un coût compris entre 2,11$ (pour 15 % de pénétration) et 4,41$ (25 % de pénétration) par MWh d'énergie éolienne fournie. De même, le rapport sur l'intégration des sources renouvelables de l’opérateur Californien (CAISO)[5] a prédit une augmentation moyenne du prix de l'électricité en raison des erreurs de prévision des vents.

L'excédent d'énergie renouvelable doit être éliminé pendant les heures de production excédentaire si le système n'est pas capable d'absorber de manière fiable cette production[1],[6]. Au début du printemps, l'opérateur du système en Californie soit utilise le surplus d'électricité pour pomper de l'eau dans les barrages hydroélectriques ou rejette l'énergie éolienne[7]. La production renouvelable est également rejetée dans des conditions normales en Californie quand la prévision sous-estime la quantité de la production renouvelable et lorsque l'excès de puissance ne peut pas être vendu. Au Texas l'opérateur rejette la production renouvelable en cas de hausse de la demande, pour des raisons de fiabilité.

L'intermittence impose une limite au pourcentage d’intégration des sources renouvelables. Actuellement certaines énergies renouvelables fonctionnent avec des règlements favorables dans de nombreux marchés. Certaines gestionnaires en Europe (Danemark, Grèce) et les États-Unis (PJM, NYISO, CAISO, Ontario OMI) acceptent certaines sources renouvelables sur une base prioritaire[8]. L'intégration des sources renouvelables à grande échelle ne peut pas compter seulement sur le soutien réglementaire, mais exige aussi d'autres mesures technologiques et institutionnelles.

Mesures possibles pour compenser l'intermittence[modifier | modifier le code]

L'intermittence des énergies éolienne et solaire peut être atténuée par le stockage[9],[10], la consommation d'énergie flexible[11], et l'interconnexion des réseaux électriques[12].

Stockage[modifier | modifier le code]

Le stockage de l’énergie renouvelable dans des batteries est une option qui implique un coût d'investissement élevé. Une approche alternative est le stockage dans des batteries de véhicules électriques. Cette alternative a formé la base du business plan de Better Place, une entreprise dont la vision était de remplacer le pétrole par l'énergie renouvelable dans le secteur du transport en utilisant les voitures électriques avec des batteries remplaçables. Une autre solution est d'utiliser des volants d'inertie qui convertissent l'énergie électrique en énergie cinétique. L'avantage des volants d'inertie est leur capacité d'entrer en action rapidement.

Le stockage dans les barrages hydroélectriques est une approche économiquement viable pour atténuer l'intermittence des sources d’énergie renouvelables. Cette approche (le pompage-turbinage) est exploité actuellement en Europe du Nord, où le Danemark utilise les barrages scandinaves afin de gérer la variabilité de ses ressources éoliennes. La conservation optimale de l'eau dans les systèmes hydrauliques est un problème d'optimisation difficile qui a été abordé par l'algorithme Stochastic Dual Dynamic Programming.

Consommation flexible[modifier | modifier le code]

La consommation flexible réfère à la consommation d'électricité qui peut être déplacée à des heures différentes de la journée en fonction de la disponibilité des ressources renouvelables, on parle aussi d'effacement de consommation électrique. Il existe divers mécanismes pour intégrer la demande flexible dans les marchés de l'électricité. On peut utiliser des programmes qui coupent l'électricité des consommateurs flexibles quelques fois par an, en période de consommation maximale du système ; la tarification de la demande en période de pointe de consommation électrique[13] est une alternative qui exige des consommateurs un paiement de leur électricité qui est proportionnel à leur consommation en pointe. La tarification de l'électricité en temps réel impose que les consommateurs soient constamment avertis des prix de l'électricité et s'adaptent à la disponibilité des ressources renouvelables via les incitations par les prix. Cette connaissance est permise par les réseaux intelligents (smart grids).

Interconnexions[modifier | modifier le code]

La mise en commun et l'interconnexion de générateurs thermiques situés dans des centrales de production géographiquement proches permet d’accroître les moyens d'intervention dont dispose les gestionnaires de réseau électrique et leur permet de mieux équilibrer l'intermittence des sources d'énergie renouvelables. En outre, l'agrégation statistique de la production intermittente de régions voisines (le foisonnement) réduit l'incertitude globale de l'approvisionnement renouvelable (sauf si les sources d'énergie renouvelables sont parfaitement corrélées). Par exemple, si les ressources d'énergie solaire qui produisent leur maximum au cours de la journée sont mises en commun avec les ressources éoliennes qui produisent leur maximum au cours de la nuit, le profil de production résultant est plus uniforme et donc plus facile à équilibrer. Cette interconnexion des systèmes voisins peut être favorisée par la construction de nouvelles lignes et par l'harmonisation des opérations des gestionnaires de pays voisins[14].

Notes et références[modifier | modifier le code]

  1. a et b Ackermann, Thomas (2005). Wind power in power systems. New York: John Wiley and Sons.
  2. Eric Hirst and Jerey Hild. Integrating large amounts of wind energy with a small electric system. Technical report, Consulting in Electric-Industry Restructuring, April 2004.
  3. Robert Gross, Philip Heptonstall, Dennis Anderson, Tim Green, Matthew Leach, and Jim Skea. The cost and impacts of intermittency: An assesment on the evidence on the costs and impacts of intermittent generation on the British electricity network. Technical report, UK Energy Research Center, March 2006.
  4. Robert Zavadil. Minnesota wind integration study, volume I. Technical report, Enernex Corporation, November 30 2006.
  5. Clyde Loutan and David Hawkins. Integration of renewable resources: Transmission and operating issues and recommendations for integrating renewable resources on the California ISO-controlled grid. Technical report, California Independent System Operator, November 2007.
  6. van Hulle, F. (2005). Large Scale Integration of Wind Energy in the European Power Supply: Analysis, Recommendations and Issues. Brussels: European Wind Energy Association.
  7. Hawkins, D., & Loutan, C. (2007, October 2). Integration of Renewable Resources. PSERC presentation.http://www.pserc.wisc.edu/documents/general_information/presentations/pserc_seminars/pserc_seminars_2007/hawkins_pserc_tele-seminar_renewables_oct2_2007.pdf (consulté le 24/04/2014)
  8. DeMeo, E. P. (2004, December 1). Wind Power in Electricity Markets. http://www.uwig.org/fercwork1204/windinmarketstable.pdf (consulté le 25/04/2014)
  9. Elia group (2012). Rapport annuelhttp://www.elia.be/~/media/files/Elia/publications-2/annual-report/Rapport-annuel_elia_2012.pdf (consulté le 31/03/2014).
  10. Commission européenne (2009). Directive 2009/28/CE du parlement européen et du conseil du 23 avril 2009 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables et modifiant puis abrogeant les directives 2001/77/CE et 2003/30/CE. Bruxelles: office des publications de l’Union européenne.
  11. GDF Suez (2012). Document de référence. http://www.gdfsuez.com/wp-content/uploads/2012/11/DDR_2012_GDFSUEZ_VF.pdf (consulté le 31/03/2014).
  12. RTE France (2012). En ligne avec l’avenir: rapport d’activité et de développement durable. http://www.technip.com/sites/default/files/technip/publications/attachments/Rapport_d-activite_et_de_developpement_durable_2012.pdf (consulté le 31/03/2014).
  13. M. Boiteaux, La tarification des demandes en pointe: application de la théorie de la vente au coût marginal. Revue générale de l'électricité. Août 1949.
  14. Interview de Jean Verseille (RTE). http://www.smartgrids-cre.fr/index.php?p=supergrids-rte, 17 mai 2011 (consulté le 25 avril 2014).

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]