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Sécheresses Energétiques en Europe. Ce que l’on doit attendre d’un développement massif des Energies Renouvelables Variables

9 octobre 2018, par Herve Denis

Au cours de la COP21 à Paris en 2015, 175 pays ont convenu de limiter le réchauffement climatique à 2 ° C. La transition énergétique requise pour espérer atteindre cet objectif nécessite une décarbonisation profonde de notre système énergétique. Cela impose un développement massif des énergies renouvelables. Dans la plupart des régions du monde, cette transition est au moins réaliste sur le plan physique, la ressource en énergie renouvelable équilibrant plusieurs fois la demande en énergie.

En Europe, l’éolien et le solaire jouent déjà un rôle important dans le bouquet énergétique et leur développement devrait se poursuivre à un rythme soutenu dans les années à venir. Il en va de même de l’énergie hydroélectrique produite par les centrales au fil de l’eau. Cette production (production loin d’être négligeable même si elle est souvent oubliée au regard du rôle d’équilibrage clé que joue l’hydroélectricité des grands barrages) va aussi considérablement augmenter dans les années à venir avec la modernisation de nombreuses centrales anciennes, la construction de nouvelles unités et/ou le déploiement de fermes hydroliennes.

Ces énergies renouvelables variables (ERV) sont cependant complétement dépendantes des conditions météorologiques du moment. Leur développement massif rend de ce fait les systèmes électriques de plus en plus vulnérables à la variabilité hydro-climatique et aux extrêmes hydrométéorologiques.

Si la variabilité de la production ERV possible est relativement bien documentée, les conditions de production induites par les situations hydrométéorologiques extrêmes sont pour l’heure globalement inconnues. Le développement massif des ERV pose en particulier la question de l’occurrence possible de « sécheresses énergétiques ». Dans un scénario où la majeure partie de la production est obtenue à partir des ERV, de tels événements sont à attendre lors des périodes de très faible ressource hydrométéorologique ou lors de situations météorologiques où la production doit être fortement réduite pour assurer la sécurité des unités de production. Si les systèmes énergétiques passés étaient par nature insensibles à de tels événements, les systèmes futurs le deviendront nécessairement, ce qui pourrait fortement hypothéquer la fiabilité des services de distribution électrique.

Dans une publication récente, l’IGE établit la première évaluation de ces sécheresses énergétiques. L’évaluation est effectuée pour 12 régions européennes aux régimes climatiques régionaux contrastés (Figure 1). L’objet « sécheresse énergétique » est défini par analogie à la « sécheresse hydrologique », situation de ressource en eau anormalement faible.

Figure 1. Les 12 régions considérées

Les chroniques de production nécessaires à l’estimation de ces événements ont été obtenues par simulation sur la base des conditions météorologiques qui ont été observées ou reconstituées pour chaque jour de la période 1982-2012 (30 ans) (v. section « Données »). La production simulée est celle qui aurait été obtenue par un système de production régional générique (ferme éolienne type, ferme solaire type, flotte de centrales hydroélectriques au fil de l’eau). Différents modèles de conversion météo-énergie ont été utilisés pour cette simulation. Pour chacune des 12 régions, les chroniques de production simulées ont été utilisées pour identifier les épisodes de sécheresse modérée et les épisodes de sécheresse sévère, définis par les séquences temporelles pendant lesquelles la production est respectivement inférieure à 50% et 20% de la production annuelle moyenne. La figure 1 présente pour chacune des 3 sources possibles d’ERV la durée moyenne de ces séquences, leur fréquence annuelle moyenne ainsi que le nombre annuel moyen de jours en situation de sécheresse.
Si les caractéristiques des sécheresses varient d’une région à une autre, d’un type d’ERV à l’autre, on peut dégager les principaux éléments suivants. Quelle que soit la région, le nombre de jours en situation de sécheresse modérée est sensiblement le même (30 à 40% des jours). Il varie à l’inverse beaucoup suivant les régions/type d’ERV pour les sécheresses sévères illustrant la plus forte variabilité de la ressource pour certaines régions/ressources (e.g. Angleterre vs Italie pour les sécheresses éoliennes). Par ailleurs, les sécheresses éoliennes sont plutôt très courtes (de 1 à 3 jours) mais très fréquentes (quelques dizaines par an). A l’inverse les sécheresses hydroélectriques sont plutôt rares (quelques épisodes par an) et persistantes (plusieurs dizaines de jours). Ceci résulte en particulier de la forte inertie hydrologique induite par les stockages internes aux bassins versants. Les sécheresses solaires présentent des caractéristiques intermédiaires. Complétement liés à la saisonnalité de la ressource, les sécheresses solaires sévères se trouvent naturellement en hiver et durent beaucoup plus longtemps en Europe du Nord que sur le pourtour méditerranéen. Les sécheresses solaires modérées n’ont pas forcément de saisonnalité marquée, elles sont d’abord dépendantes de la variabilité météorologique. Observées toute l’année, elles durent moins d’une dizaine de jours et représentent une vingtaine d’épisodes annuels.

Figure 2 : Durée moyenne (Axe X) et nombre annuel moyen de sécheresses énergétiques (Axe Y) modérées (première ligne) et sévères (seconde ligne) pour différents régions en Europe et au Maghreb (Tu : Tunisie ; Gr : Grèce ; An : Andalousie ; Ga : Galice, Fr : France, It : Italie, Ro : Roumanie ; Ge : Allemagne ; Be : Biélorussie ; En : Angleterre : No : Norvège ; Fi : Finlande). Sécheresses présentées pour une production hydroélectrique au fil de l’eau (gauche, bleu), pour une production éolienne (milieu, orange) et une production solaire (droite, rouge). Les sécheresses modérées correspondent aux séquences où la production est inférieure à 50% de la production moyenne. Les sécheresses sévères correspondent aux séquences où la production est inférieure à 20% de la production moyenne. Les bandes de couleur diagonales donnent le nombre de jours (%) où l’on est en condition de sécheresse.

La variabilité de la production ERV est une difficulté pour l’intégration des ERV dans le mix énergétique. Cette difficulté résulte en particulier de la nécessité d’équilibrer en tout moment l’offre et la demande en électricité. Or, la demande varie aussi dans le temps, une part non négligeable de cette variabilité résultant elle aussi de la variabilité météorologique (e.g. chauffage en hiver, climatisation en été). L’IGE montre que la sévérité des sécheresses énergétiques (durée et/ou fréquence) peut être amplifiée de façon non négligeable si ces sécheresses sont concomitantes avec des séquences de forte demande en électricité, induites par exemple par une vague de froid en hiver pour les pays scandinaves (chauffage accru) ou une vague de chaleur en été dans les pays du pourtour méditerranéen (climatisation accrue) (e.g. Norvège pour l’hydro et Grèce pour le solaire, figure 3). A l’inverse, la sévérité des sécheresses peut être moindre si elles sont observées pendant des périodes de demande réduite (e.g. pays scandinaves pour la ressource éolienne, figure 3).

Figure 3. Modification de la durée moyenne (axe X) et du nombre moyen annuel (axe Y) de sécheresses énergétiques lorsque l’on considère l’équilibre production / demande. Résultats obtenus pour le cas fictif où toute la production est fournie par une seule source d’énergie (éolien, solaire ou hydro au fil de l’eau) (hypothèse : demande moyenne sur 30 ans = production moyenne sur 30ans). (EPD = sécheresse de production énergétique, prenant en compte la seule production d’énergie, ESD = sécheresse de fourniture énergétique, prenant en compte l’équilibre production/demande)

Différentes études récentes ont montré l’intérêt de mélanger les sources ERV (solaire/éolien, solaire/hydro, solaire/éolien/hydro) pour réduire la variabilité de la production renouvelable et faciliter l’intégration des ERV dans le système électrique actuel (v. les résultats de François et al. 2016 pour les régions considérées ici). L’IGE montre que l’intérêt d’un mélange s’applique aussi aux sécheresses énergétiques. Un système de production mélangeant éolien/solaire/hydro permet de fortement diminuer la durée, l’intensité et/ou la fréquence des sécheresses énergétiques. Le gain est très significatif, un système mix permettant de combiner des variables aux échelles et modes de variabilité très différents (Figure 3). La sévérité des sécheresses peut aussi être fortement réduite si l’on fait foisonner dans l’espace la production (si l’on mélange les productions obtenues respectivement dans différentes régions).

Figure 4. Durée moyenne et nombre de sécheresses énergétiques modérées et sévères lorsque l’on mélange les sources d’ERV (le mix ERV (solaire/éolien/hydro) dépend de la région ; la proportion de chaque source dans le mix est définie dans François et al. 2016)

Pour en savoir plus :
Raynaud, D., Hingray, B., François, B., Creutin, J.D. 2018. Energy droughts from variable renewable sources in European climates. Renewable Energy. 125 : 578-589, https://doi.org/10.1016/j.renene.2018.02.130
François, B, Hingray, B., Raynaud, R., Borga, M. and Creutin, J.D., 2016. Increasing Climate-Related-Energy penetration in Europe by integrating run-of-the river hydropower to wind/solar mix. Renewable Energy. 87(1) : 686–696. doi:10.1016/j.renene.2015.10.064

Données et méthode :
Les variables météorologiques utilisées pour cette études sont des pseudo-observations de vent, précipitation, température et rayonnement issues de différentes réanalyses météorologiques (précipitation et température ECAD, données satellitaire SARAH pour le rayonnement global incident, vent à 100m du modèle atmosphérique régional WRF forcé par les réanalyses atmosphériques ERA-Int). La production solaire est estimée sur la base du rayonnement global incident et de la température de l’air. La production éolienne est estimée sur la base de la vitesse du vent à 100m à l’aide de la courbe de puissance d’une éolienne type. Les débits en rivière sont simulés à l’aide du modèle hydrologique GSM-Socont sur la base de l’ensemble de ces variables météorologiques. Ils sont convertis en production hydroélectrique pour un semis de centrales au fil de l’eau type positionnée le long du linéaire hydrographique. La part météo-sensible de la demande journalière en électricité est estimée sur la base du nombre de degrés jours, calculés pour chaque jour à partir de la température de surface du jour (les degrés jours à considérer pour le chauffage sont calculés de façon distincte des degrés jours à considérer pour la climatisation).

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