Résumé technique : Besoins de stockage d'électricité de longue durée pour faire face aux événements de Dunkelflaute en Europe

Énoncé du problème

L'Union européenne vise à atteindre la neutralité carbone d'ici 2050, en s'appuyant fortement sur l'expansion massive des sources d'énergie renouvelable variable (ERV), notamment l'éolien et le solaire. Bien que ces technologies promettent une baisse des coûts et un potentiel d'expansion considérable, leur intégration expose le secteur électrique à une variabilité météorologique significative. Un défi critique réside dans l'occurrence de périodes prolongées de faible disponibilité éolienne et solaire, connues sous le nom de « Dunkelflaute » ou sécheresses ERV. Ces événements, caractérisés par une faible production simultanée sur de vastes zones géographiques et coïncidant souvent avec une demande hivernale élevée, menacent la sécurité d'approvisionnement dans un système décarboné.

Des recherches antérieures ont établi que l'augmentation de la flexibilité du système est essentielle pour gérer les déséquilibres ERV. Cependant, il existe un manque d'analyse distincte concernant la manière dont les sécheresses renouvelables extrêmes à l'échelle paneuropéenne impactent spécifiquement le dimensionnement et l'exploitation du stockage d'électricité de longue durée (SED). De plus, les modèles de systèmes énergétiques existants reposent souvent sur une ou quelques années météorologiques limitées, ce qui peut conduire à des choix de capacité sous-optimaux ne tenant pas compte de la variabilité interannuelle des événements de sécheresse extrême. Cette étude comble le vide dans la compréhension des besoins spécifiques en SED nécessaires pour protéger un secteur électrique européen entièrement renouvelable contre les événements de sécheresse historique les plus sévères.

Méthodologie

Les auteurs combinent deux méthodes open-source pour analyser l'interaction entre les sécheresses ERV et les investissements optimaux en stockage à travers 33 pays européens sur 35 années météorologiques historiques (1982–2016).

1. Identification des sécheresses ERV (VREDA) : L'étude utilise l'analyseur de sécheresse des énergies renouvelables variables (VREDA) pour identifier les motifs de sécheresse basés sur les séries temporelles de disponibilité pour l'éolien terrestre/mer et le solaire photovoltaïque. L'outil emploie la méthode de la moyenne inférieure au seuil à durée variable (VMBT), qui recherche itérativement les périodes où la disponibilité renouvelable tombe en dessous de seuils spécifiques. Cette approche agrège les motifs de sécheresse à travers plusieurs seuils pour calculer une métrique de « masse de sécheresse », identifiant ainsi les événements les plus extrêmes. L'analyse couvre à la fois des scénarios d'« îles énergétiques » isolées et un scénario « plaque de cuivre » paneuropéen (interconnexion parfaite).
2. Modélisation du secteur électrique (DIETER) : L'outil d'évaluation de la dispatch et des investissements avec renouvelables endogènes (DIETER) est utilisé pour déterminer les décisions d'expansion de capacité et de dispatch à moindre coût. Le modèle optimise sur des heures contiguës d'une année complète (horizon de planification d'été à été) avec une prévision parfaite. Il inclut un modèle de transport simplifié pour les échanges transfrontaliers d'électricité et un module détaillé pour le stockage de longue durée à base d'hydrogène (électrolyse, stockage souterrain et reconversion via des turbines à hydrogène).

Scénarios : L'analyse compare quatre scénarios d'interconnexion :

• (1) Îles énergétiques (aucun échange transfrontalier).
• (2) Échange d'électricité orienté politique (niveaux du PDE 2022), sans échange d'hydrogène.
• (3) Échange orienté politique à la fois d'électricité et d'hydrogène (niveaux du PDE 2022).
• (4) Plaque de cuivre paneuropéenne sans contrainte (intégration parfaite).

Des analyses de sensibilité supplémentaires explorent les rôles de l'énergie nucléaire (scénarios de capacité faible et élevée), de la sauvegarde fossile avec capture et stockage direct du carbone dans l'air (DACCS), et des variations des coûts d'investissement technologique.

Contributions et résultats clés

1. Les sécheresses extrêmes définissent les besoins en stockage

L'étude constate que l'exploitation et le dimensionnement des investissements en stockage de longue durée sont principalement définis par les événements de sécheresse renouvelable les plus extrêmes. Ces événements, pouvant durer plusieurs semaines à plusieurs mois, surviennent souvent en hiver et coïncident avec les pics de demande électrique. L'analyse identifie l'hiver 1996/97 comme la période ayant connu la sécheresse paneuropéenne la plus extrême, affectant de nombreux pays simultanément.

2. Besoins en stockage quantifiés

• Scénario île : Sans échange transfrontalier, la capacité médiane de stockage de longue durée requise dans tous les pays modélisés est de 232 TWh, avec un maximum de 378 TWh (environ 7,6 % de la demande annuelle européenne) lors de la pire année.
• Scénarios pertinents pour les politiques : Avec les niveaux d'interconnexion du PDE 2022 (Scénario 3), la capacité de stockage maximale requise pour faire face à l'événement de 1996/97 est de 351 TWh, correspondant à 7,1 % de la demande annuelle d'électricité européenne.
• Minimum théorique : Même dans un scénario de « plaque de cuivre » parfaitement interconnecté (Scénario 4) où l'équilibrage géographique est sans contrainte, un minimum de 159 TWh (3,2 % de la demande annuelle) reste nécessaire pour gérer l'événement de 1996/97. Cela représente la borne inférieure « sans regret » pour le stockage dans un système entièrement renouvelable.

3. Impact de l'équilibrage géographique

L'équilibrage géographique via l'interconnexion réduit considérablement les besoins en stockage en lissant les variations régionales de production renouvelable. Cependant, l'étude démontre que cet effet est limité lors de sécheresses extrêmes à l'échelle synoptique où une faible disponibilité affecte de nombreux pays simultanément. Bien que l'interconnexion orientée politique (Scénarios 2 et 3) réduise les besoins en stockage par rapport aux îles isolées, la réduction est modeste pour les événements les plus extrêmes. L'équilibrage sans contrainte (Scénario 4) produit les besoins en stockage les plus faibles, mais les auteurs notent que de tels niveaux d'interconnexion ne sont pas actuellement réalisables.

4. Interaction avec d'autres options de flexibilité

• Énergie nucléaire : L'inclusion de l'énergie nucléaire réduit les besoins en stockage, mais l'effet est limité. Des niveaux faibles de nucléaire (24 GW) ne réduisent les besoins médians en stockage que de 4 à 8 %. Même avec des niveaux élevés de nucléaire (102 GW), des investissements substantiels en stockage de longue durée restent optimaux dans la solution à moindre coût (réductions de 26 à 37 % selon le scénario). L'énergie nucléaire déplace la capacité ERV mais n'élimine pas le besoin de stockage pour couvrir la demande résiduelle lors de sécheresses extrêmes.
• Sauvegarde fossile avec DACCS : L'analyse de sensibilité montre que le déploiement de capacités de sauvegarde au fioul avec capture et stockage direct du carbone dans l'air (DACCS) ne réduit les coûts du système et les besoins en stockage que si les coûts du DACCS sont extrêmement faibles (100 EUR/t CO2). Avec des estimations de coûts plus réalistes, l'effet de substitution est marginal et la capacité énergétique de stockage reste largement inchangée.
• Stockage de courte durée vs longue durée : Le modèle révèle des interactions complexes où les batteries de courte durée et le stockage hydroélectrique par pompage soutiennent le stockage de longue durée. Par exemple, les batteries peuvent faire des cycles pour maximiser l'utilisation des électrolyseurs pendant les périodes de charge, et le stockage de courte durée gère les surplus renouvelables brefs au sein d'événements de sécheresse plus longs afin de minimiser les pertes aller-retour.

5. Sensibilité au choix de l'année météorologique

L'étude souligne que le choix de l'année météorologique impacte significativement le dimensionnement optimal du stockage. L'année 1996/97 nécessite des capacités de stockage jusqu'à 47 % supérieures à la borne supérieure des capacités requises pour les années généralement utilisées dans les outils de planification actuels (par exemple, le PDE 2022 utilise 1995, 2008, 2009). Cela souligne le risque de sous-dimensionner les infrastructures si les modèles reposent sur un ensemble limité d'années météorologiques ne comprenant pas les événements de sécheresse les plus extrêmes.

Importance et affirmations

L'article affirme que la transition vers un système énergétique européen renouvelable nécessite des capacités de stockage de longue durée significatives, probablement de l'ordre de plusieurs centaines de TWh, pour assurer la fiabilité lors d'événements extrêmes de « Dunkelflaute ». Les auteurs soutiennent que :

• Le stockage est indispensable : Le stockage de longue durée est une technologie critique pour faire face aux sécheresses renouvelables prononcées dans des systèmes présentant une variabilité saisonnière importante de la demande et de l'offre.
• Limites de l'interconnexion : Bien que l'interconnexion transfrontalière aide, elle ne peut pas se substituer entièrement au stockage lors de sécheresses extrêmes et généralisées. Les décideurs politiques doivent se préparer à une expansion rapide du SED même avec des plans ambitieux d'expansion du réseau.
• Horizon de planification : Les modèles de systèmes énergétiques actuels qui reposent sur une ou quelques années météorologiques peuvent conduire à des choix de capacité sous-optimaux. Les auteurs préconisent des approches de modélisation intégrant plusieurs années météorologiques, spécifiquement incluant les événements de sécheresse les plus extrêmes, pour identifier des configurations de systèmes résilients aux conditions météorologiques.
• Affinement des définitions : Les auteurs proposent d'affiner la définition de « Dunkelflaute » pour se concentrer sur des périodes prolongées (semaines à mois) où la production renouvelable est inférieure à la demande, plutôt que sur des fluctuations à court terme, car ces périodes prolongées sont les principaux moteurs des besoins en stockage de longue durée.

L'étude conclut que si les technologies fermes à zéro émission comme le nucléaire peuvent atténuer partiellement les besoins en stockage, elles n'éliminent pas l'exigence d'un stockage de longue durée à grande échelle. Par conséquent, les planificateurs de systèmes et les décideurs politiques devraient prioriser une action précoce pour permettre le passage à l'échelle rapide du stockage à base d'hydrogène et d'autres technologies SED afin de protéger la transition énergétique renouvelable.