La loi de transition énergétique pour la croissance verte adoptée en juillet 2015 fixe l’objectif de 40% d’électricité d’origine renouvelable à l’horizon 2030 en France, objectif qui devrait être atteint sans modification majeure des caractéristiques du système électrique. Après 2030, les énergies renouvelables sont appelées à poursuivre leur développement au-delà de cet objectif. Une étude Ademe sort à point nommé pour montrer qu’un mix électrique 100% renouvelable serait en capacité d’assurer l’équilibre offre-demande chaque heure de l’année en 2050. On fait le point sur la place de l’énergie solaire dans ce mix avec David Marchal, adjoint au chef de service Réseaux et Energies Renouvelables de l’Ademe.
Plein Soleil : Qu’est-ce qui a motivé l’Ademe a lancé ce type d’étude prospective à horizon 2050?
David Marchal : En 2013, l’Ademe avait déjà publié ses visions énergétiques et climatiques et identifié le potentiel des énergies renouvelables à l’horizon 2030-2050. Nous voulions aller plus loin encore dans l’étude de l’adéquation de l’offre et de la demande. Notre souhait a donc été de lancer cette étude exploratoire sur l’impact des derniers % d’EnR sur le réseau électrique à horizon 2050. Autour d’une idée, celle de déterminer la part optimale des différentes filières EnR, du stockage et du développement du réseau permettant de minimiser le coût financier d’une production 40, 80, 95 ou 100% renouvelable, tout en garantissant l’adéquation entre l’offre et la demande au niveau horaire. Pour déterminer l’impact des nombreuses hypothèses nécessaires, une quinzaine d’études de sensibilité ont été réalisées autour d’un cas de référence.
« Suivant les variantes, le solaire passe de 40 à 100 GW installés »
PS : Dans le scénario référence de votre étude, la part en énergie du solaire s’élèverait à 17% contre 63% à l’éolien. Le solaire n’est-il pas le parent pauvre de votre prospective ?
DM : Il s’agit là comme vous le dites du cadre de référence, du scénario central. Mais l’étude comprend une quinzaine de variantes où la part du solaire photovoltaïque peut passer de 40 à 100 GW installés en puissance. Cette part du solaire dépend de différentes hypothèses en matière de coût, d’acceptabilité sociale, d’équilibre entre offre et demande. Elle prend aussi en compte les incertitudes liées à la projection en 2050. La place de l’énergie solaire dans le mix est très liée à son profil de production, qui est, de fait, très corrélé à la demande d’électricité en milieu de journée. Les premiers GW de PV apportent beaucoup de valeur au système en couvrant la demande. Mais au-delà d’un certain niveau, le PV doit s’accompagner de stockage. Ainsi, sans contrainte d’acceptabilité sociale sur son déploiement, l’éolien s’intègre plus facilement dans le mix grâce à un profil et une variabilité permettant de mieux couvrir la demande en dehors des heures méridiennes.
PS : Tout de même, vous tablez sur un coût du solaire au sol à 60 euros le kWh en 2050. Mais c’est déjà presque le cas aujourd’hui ?
DM : C’est une réelle difficulté de bâtir des hypothèses de coût dans les études prospectives. Notre méthode s’appuie sur une étude bibliographique pour évaluer de la façon la plus objective possible le coût de revient du photovoltaïque à cet horizon lointain. Parmi toutes les projections disponibles, nous avons retenu le milieu du nuage de points. Ce qui nous mène à 60 euros le MWh en moyenne pour toutes les centrales au sol des régions du Sud de la France. Je fais remarquer qu’à ce prix là , l’énergie solaire au sol est l’énergie la moins chère du panel, l’éolien s’affichant à 65 euros le MWh. Aujourd’hui, en France, les centrales au sol les moins chères atteignent les 80 euros le MWh dans le Sud. Alors c’est vrai, certains nous trouvent pessimistes. Mais on peut également nous trouver optimistes lorsque l’on évoque le coût de 85 euros le MWh en toitures, avec il est vrai, une prédominance pour les grandes toitures.
Quel que soit le scénario, nous parvenons toujours à bâtir un mix énergétique 100% renouvelable
PS : Quel est le scénario qui fait la part belle au solaire ?
DM : Dans le scénario à fortes contraintes d’acceptabilité sociale des EnR, l’éolien terrestre tombe à 40 GW, le solaire au sol à 25 GW. Le solaire en toiture tire alors son épingle du jeu avec 70 GW installés. Au global, le solaire pèse alors 25% en énergie du mix, autant que l’éolien terrestre, malgré un facteur de charge 2 fois plus faible. En fait, l’intérêt des divers scenarii est qu’ils montrent que même en limitant certaines solutions, nous parvenons toujours à bâtir un mix énergétique 100% renouvelable. Les différentes contraintes prises en compte induisent des surcoûts, qui peuvent atteindre 20%, ce qui permet d’identifier les paramètres les plus déterminants pour maîtriser le coût d’un système 100% EnR. Mais dans tous les cas d’étude, l’éolien et le solaire sont les deux piliers du système.
PS : L’évolution rapide du numérique change-t-il la donne et ne créé-t-il pas un cadre favorable au solaire notamment dans la flexibilité demande/stockage?
DM : Le développement des technologies digitales est indispensable à l’amélioration des prévisions de production, au pilotage dynamique de la demande et du parc de stockage. Car, on constate clairement au travers de cette étude qu’ il existe une bonne corrélation entre la quantité de solaire photovoltaïque et le stockage court terme, qui facilite son intégration au système. En dessous des 20 GW installés, la flexibilité naturelle du système est suffisante. Au-dessus, le stockage accompagne le solaire de manière assez linéaire tout en présupposant à 40% la part de la demande pilotable. Le numérique participe ainsi au déplacement des usages blancs (machine à laver, lave-vaisselle), à l’optimisation des heures de charge du ballon d’eau chaude jusqu’au chargement du véhicule électrique dans un optimum de services et de systèmes. En fait, nous recréons une pointe de demande à midi pour absorber la pointe photovoltaïque lorsque le soleil brille s’entend. Nous sommes là dans une flexibilité dynamique de la demande. Nous avons par ailleurs regardé avec une approche plus statique avec une recharge quotidienne du chauffe-eau aux heures méridiennes, qu’il ait du soleil ou pas. On se rabat alors sur le stockage de court terme avec des batteries en complément.
PS : Et qu’avez-vous remarqué ?
DM : Selon les hypothèses de coûts des différentes technologies, prenant en compte des courbes d’apprentissage à l’horizon 2050 , il n’y a pas de surcoût avec l’une ou l’autre des options retenues, entre stockage court terme ou flexibilité dynamique de la demande. Nous pouvons dire que l’émergence de telle ou telle technologie dépendra de l’évolution de leur coût respectif. En conclusion, l’amélioration du stockage et des technologies numériques créent certes un cadre facilitant le développement du PV, mais ils sont même indispensables à son déploiement au-delà d’une certaine quantité installée.
L’acceptabilité de la population, une donnée à prendre en compte
PS : Vous parlez d’émergence, je vais vous parler de convergence. Aujourd’hui, plus que l’énergie solaire, c’est la convergence entre cette énergie et le digital qui doit être prise en compte. Et là , à la vitesse de la transition numérique, votre étude peut apparaître comme pessimiste, ne trouvez-vous pas ?
DM : Vous savez, nous avons tenté d’être le plus objectif possible, et de réaliser l’étude la plus solide possible. Mais tout va très vite. Si l’on prend le stockage court terme, au début de notre étude en 2013, nous imaginions des batteries ou des systèmes à air comprimé adaiabatiques (ACAES). En 2015, avec l’évanescence de Tesla et sa GigaFactory et le coût annoncé de 7 à 8 ctes le kWh à horizon 2030 (Note : c’est le surcoût de l’énergie déstockée, ou LCOS, et non pas le coût d’investissement par kWh de capacité de stockage), il est évident que l’option batterie devient la plus crédible. Pour notre scénario, nous avons évalué un coût de 6 ctes le kWh, là encore une hypothèse de 2014. Là encore, si l’on devait le refaire, on serait certainement déjà à la baisse. Sur la flexibilité, certains nous disent que le coût que nous avons estimé est beaucoup trop ambitieux alors que, comme vous l’avez dit, les NITC baissent très vite. Nous avons cherché des équilibres. Et puis n’oubliez pas non plus les notions d’acceptabilité. Il faudra requérir l’adhésion de la population sur de nombreux sujets. Si tout le monde veut recharger sa voiture électrique à 19h00, baisse du coût des NTIC ou pas, l’équation sera plus difficile à solutionner et le défi des 100% renouvelable encore plus complexe à relever. Il faut voir cela d’un point de vue global.
