L'ENERGIE SOLAIRE : UN GIGANTESQUE POTENTIEL À VALORISER

Auteur : Sylvain CROS (P 2004 Docteur)

Seuls quelques cent-millionièmes du gisement renouvelable d’énergie solaire sont consommés chaque année dans le monde. Les avantages reconnus à cette source pour la transition écologique et son coût en baisse attirent aujourd’hui les investissements et les technologies nécessaires à son déploiement massif.

Hormis la géothermie profonde et l’énergie nucléaire, l’existence des énergies que nous connaissons est le résultat de processus utilisant le rayonnement solaire comme source d’énergie. La pho­tosynthèse est à l’origine de la biomasse et des hydrocarbures. Les masses d’air inégalement chauffées par le soleil pro­duisent le vent et les vagues. L’évaporation des océans induit un cycle de l’eau qui fait tourner les turbines des barrages hydrauliques.

Le rayonnement solaire apporte à la Terre un total énergétique annuel de 1,5 zettawattheure¹. La quantité d’énergie radiative atteignant le sol sur l’ensemble des surfaces continentales émergées est estimée à 200 millions de terawattheures par an (23 000 terawattans par an), soit 1 200 fois la consommation mondiale d’énergie primaire en 2015². Cette énergie radiative est celle qui illu­mine nos paysages et réchauffe notre peau les jours de beau temps: l’énergie solaire sous sa forme primaire. Comme le montre le tableau 1, ce gisement est considérablement élevé comparé à ceux des autres énergies renouvelables et des réserves actuelles d’énergie fossile. Néanmoins, en 2011 “seulement” 720 TWh, soit quelques cent-millionièmes de ce gisement, ont été consommés en tant qu’énergie finale³.

Les avantages du solaire sont pourtant multiples. Cette énergie est très peu car­bonée (55 g.CO₂eq./kWh⁴ pour le photo­voltaïque) et a un coût marginal très faible. L’énergie est produite sur place, sans importation de combustible, ce qui garantit une indépendance énergétique. Enfin, il n’y a ni déchets d’exploitation autres que ceux liés à la fabrication et à la maintenance des installations des parcs de production, ni risque d’accident industriel grave.

Les coûts élevés des systèmes de pro­duction solaire ont longtemps favorisé d’autres énergies. De plus, la variabilité de cette ressource implique une gestion complexe de son usage, contrairement aux énergies fossiles. Avec une baisse récente des coûts de production et l’ur-gence de la crise climatique, l’énergie solaire connaît actuellement une très forte croissance.

Une valorisation efficace de cet énorme potentiel passe d’abord par une bonne connaissance de la ressource solaire et de sa variabilité en un lieu donné. Cette information permet de mieux dimen­sionner le parc de production et d’optimiser les techniques actuelles de conversion du rayonnement en électri­cité et en chaleur. Ensuite, prévoir la variabilité de cette ressource permet d’augmenter sa part, notamment dans le mix électrique, et de définir de nouveaux usages résilients de cette énergie renou­velable “variable”, souvent qualifiée à tort “d’intermittente”. En effet, la notion d’intermittence est définie par une varia­tion discontinue sous la forme d’arrêts complets brutaux et de reprise de la production. Ce qui n’est pas le cas pour le solaire dont la production est continue durant la journée et s’arrête la nuit de manière prévisible.

BIEN CONNAÎTRE LA RESSOURCE SOLAIRE EN OBSERVANT LES NUAGES DEPUIS LE SOL ET L’ESPACE

L’ingénierie solaire a besoin de caracté­riser le rayonnement disponible en un lieu donné: elle doit en déduire la quan­tité d’énergie productible et utilisable malgré sa variabilité. Le choix et l’exploitation d’un site nécessitent des données historiques sous la forme de séries tem­porelles du rayonnement solaire incident au niveau du sol. Ces séries doivent présenter idéalement plusieurs décen­nies et être disponibles avec un pas de temps horaire.

La mesure in-situ de ce rayonnement oblige à installer des pyranomètres (appareil météorologique mesurant l’in-tensité du rayonnement solaire) plu­sieurs décennies avant un projet sur tous les lieux envisagés. Cette pratique est coûteuse et peu réaliste. L’usage d’images archivées de satellites météo­rologiques géostationnaires – tels que Meteosat (figure 1) – a été reconnue comme la méthode la plus efficace et la moins coûteuse pour obtenir des cartes mondiales du gisement solaire, avec un excellent compromis en termes de qua­lité et de résolution spatio-temporelle (figure 2). L’usage de ces satellites pour la météorologie a permis de collecter des images qui couvrent plus de 80% de la surface terrestre depuis la fin des années 1970. Ces images permettent de déterminer l’ennuagement de la surface terrestre sur des pixels de quelques kilo­mètres, et ce toutes les demi-heures et jusqu’à toutes les dix minutes pour les satellites les plus récents. Le Centre Observation, Impacts, Énergie (OIE) de MINES ParisTech possède une expertise mondialement reconnue sur ce sujet. Il est le principal contributeur du service CAMS Radiation⁵ qui délivre en ligne des séries temporelles du gisement sur l’Eu-rope et l’Afrique. Ce service a été conçu dans le cadre de Copernicus, programme européen d’observation de la Terre initié et financé par l’Union Européenne⁶. L’in-certitude de cette information – de l’ordre de 10 à 15% pour la somme horaire de l’énergie reçue sur un mètre carré au sol et environ 5% pour la somme annuelle – peut être réduite par des mesures in-situ restreintes aux derniers mois écoulés et par une exper­tise de traitement de données météoro­logiques.

Lors de l’exploitation, la prévision à très court terme de ce rayonnement (de quelques minutes à plusieurs jours) permet d’optimiser l’usage de l’énergie solaire. La modélisation météorologique classique est très limitée pour fournir des prévisions suffisamment précises à une échelle de temps inférieure à quelques heures. En effet, la variabilité de l’énergie solaire dépend de la trajec­toire déterministe et connue du soleil dans le ciel, mais aussi de la transpa­rence de l’atmosphère, fortement modu­lée par le comportement stochastique de la couverture nuageuse. Ainsi, l’extrapolation d’observations directes des mouvements nuageux est préférable. La figure 3 présente une vision hémisphé­rique du ciel par caméra depuis le sol. L’analyse des mouvements de la couver­ture nuageuse permet de déterminer l’évolution du rayonnement toutes les minutes dans la prochaine demi-heure⁷. Cette méthode est aussi appliquée sur des images de satellites géostation­naires afin de prévoir le rayonnement sur de plus grandes échelles spatiales à l’horizon de 4 à 6 heures⁸. Au-delà de 6 heures, et à l’échelle des “prochains jours”, de nouvelles approches de la modélisation météorologique classique sont à l’étude pour améliorer ces prévi­sions, notamment en apportant au modèle des informations plus précises sur les propriétés physiques des nuages⁹.

PRODUIRE DE L’ÉLECTRICITÉ, DE LA CHALEUR OU ÉCONOMISER DU CHAUFFAGE

Entre 2016 et 2022, le parc photovol­taïque (PV) mondial aura plus que doublé,, passant d’une capacité de 303 à 740 GW. Cette technique qui consiste à convertir du rayonnement en électri­cité connaît une forte croissance: elle produit une forme d’énergie finale large­ment utilisée, et la construction de panneaux PV est un processus indus­triel maîtrisé qui permet la mise en place de grandes centrales solaires pour faire ainsi des économies d’échelle. Cette technologie est très modulaire et peut-être aussi déployée à très petite échelle.

En 2017, 40% du parc concerne la pro­duction distribuée (toitures résiden­tielles ou commerciales, petits réseaux électriques indépendants), le reste est sous la forme de grandes centrales.

La production de l’électricité PV est ins­tantanée et, en zone tropicale, un pas­sage nuageux peut réduire de moitié la production d’une centrale en quelques secondes. Or celle-ci doit être consom­mée au même instant que sa production. Son transport, et plus encore son stoc­kage, est difficile et coûteux et doit être limité au maximum. Pour ces raisons, la prévision du rayonnement solaire est cruciale car elle permet de piloter son intégration dans le réseau électrique en la déconnectant en cas de surproduc­tion et en mobilisant des réserves en cas de sous-production.

Une autre manière de produire de l’électricité solaire est le solaire thermique à concentration, parfois appelé solaire thermodynamique. Des miroirs parabo­liques concentrent le rayonnement sur un tube de fluide caloporteur (sels fon­dus) porté à très haute température (environ 300°C) qui va pouvoir produire de la vapeur d’eau et faire tourner des alternateurs. Ce type de système existe aussi sous la forme d’une haute tour qui collecte le rayonnement réfléchi par des miroirs placés au sol sur des héliostats (Figure 4).

Par rapport au PV, ce système bénéficie d’un stockage intrinsèque par une iner­tie thermique permettant de produire de l’électricité en différé par rapport au rayonnement solaire et avec une varia­bilité beaucoup plus faible. En 2016, la capacité mondiale installée était de 4,8 GW et devrait atteindre 10 GW en 2022. La technologie est plus coûteuse et demande un ensoleillement intense dis­ponible sur de longues périodes. Son déploiement est donc favorisé dans les zones arides peu nuageuses (Californie, Espagne, Maroc...). La prévision de pré­sence nuageuse est cruciale car celle-ci arrête complètement la production de chaleur. De plus, ce système nécessite une prévision des passages de pous­sières et tempêtes de sables fréquents en milieu désertique.

Le solaire thermique proprement dit produit de la chaleur à partir de pan­neaux sombres qui chauffent comme un corps noir. Cette chaleur produite est destinée à l’eau chaude sanitaire, au chauffage ainsi qu’à divers processus industriels. En 2011, il représentait 70% de l’énergie solaire consommée. La capacité installée en 2017 est estimée à 472 GW thermiques. Le nombre de nou­velles installations a décru de 9% par an depuis les 4 dernières années, principa­lement à cause de la contraction du mar­ché chinois qui a été un des premiers à connaître une forte demande dès 2006. Entre 2017 et 2022, la consommation d’énergie thermique augmentera toute­fois de 30% notamment grâce au sec­teur de la construction exigeant des logements à basse consommation. Le solaire thermique est une technologie relativement simple, durable et donc peu coûteuse. Toutefois, un ciel durable­ment couvert ne produit quasiment pas de chaleur. La connaissance du gise­ment solaire y est importante pour bien dimensionner les systèmes. Néanmoins, leur inertie thermique leur permet de pallier partiellement les inconvénients d’une forte variabilité du rayonnement¹⁰.

Une dernière technologie à présenter est le solaire passif. Il se concrétise par des économies d’énergie dans le bâti­ment grâce au chauffage et à l’éclairage optimisé dans une architecture biocli­matique. Il est difficile d’estimer la quan­tité d’énergie solaire “produite” par l’habitat passif. La seule définition d’un logement passif est une consommation maximale d’énergie fixée à 15 kWh/m²/ an. Sachant que la meilleure classe éner­gétique des logements (classe A) définie par la RT2012 impose une consomma­tion de moins de 50 kWh/m²/_an¹¹, l’usage d’habitats passifs est une technique de valorisation significative de l’énergie solaire.

MIEUX GÉRER LA VARIABILITÉ NATURELLE DE L’ÉLECTRICITÉ PHOTOVOLTAÏQUE POUR EN CONSOMMER PLUS

L’électricité photovoltaïque est une énergie “variable” mais aussi “fatale”. Cela signifie que la part produite qui n’est pas injectée dans le réseau ou stoc­kée est définitivement perdue. A contra­rio, si l’énergie n’est pas obtenue en quantité suffisante, la mobilisation d’une réserve a un coût pour l’opérateur de réseau. Ce dernier préférera alors réduire la part d’électricité solaire injectée dans le réseau afin de limiter le recours aux réserves. Mieux exploiter le gisement solaire consiste donc à anticiper ces défauts ou excès de production.

La gestion de la variabilité se réalise en amont de la construction d’installations. À partir d’une série temporelle du gise­ment solaire, des statistiques sont pro­duites afin de déduire la fréquence des risques instantanés de sur- ou sous-pro­duction par rapport à la demande modélisée du futur réseau. Ces mêmes statistiques sont utilisées par les inves­tisseurs pour estimer les intervalles de confiance de rentabilité d’une centrale à l’échelle de plusieurs années.

Une fois le parc opérationnel, le produc­teur vend une partie de son électricité sur les marchés tout en bénéficiant d’un complément de rémunération. Ce com­plément est un soutien financier de l’Etat destiné à soutenir le développe­ment des énergies renouvelables. Cette prime variable compense l’écart entre les revenus de cette vente et une rému­nération de référence qui permet aux producteurs de couvrir les coûts de leur installation tout en assurant une renta­bilité normale de leur projet. En France, ce dispositif est géré par la commission de régulation de l’énergie¹². Comme la prévisibilité de cette énergie est limitée, elle a plus intérêt à être vendue peu de temps avant sa livraison; ce que permet en France le marché boursier “au comp­tant” EPEX SPOT. Les producteurs, ou plutôt leurs négociants, ainsi que les acheteurs (des distributeurs d’électricité aux usagers), doivent annoncer la quantité et le prix de l’électricité qu’ils souhaitent négocier un jour à l’avance pour le marché Day-Ahead, et jusque 30 minutes avant la livraison pour le mar­ché Intraday. L’électricité manquante (pour le producteur ou l’acheteur) à moins de 30 minutes de la livraison est compensée par le gestionnaire de réseau de transport d’électricité (GRT) moyennant une pénalité plus coûteuse qu’une transaction de marché. Les écarts entre la production annoncée et effectivement livrée sont donc conver­tibles en pertes ou en gains et dépendent directement de la qualité de la prévision. Le GRT a pour rôle de transporter cette énergie à haute tension vers les postes dits de “distribution” à partir desquels l’électricité est acheminée à basse ten­sion chez les usagers par le gestionnaire de réseau et de distribution (GRD). En France métropolitaine, RTE (réseau de transport d’électricité) et ENEDIS jouent respectivement ces rôles. Ces acteurs sont responsables du maintien de l’équi-libre entre production et consommation. Ils ont le pouvoir de réduire l’injection d’électricité en cas de surproduction imprévue et d’utiliser des réserves en cas de manque soudain par rapport à la demande. Le dimensionnement de ces réserves tient compte des erreurs de prévision de la demande et de la proba­bilité d’incidents d’approvisionnement (coupures de réseaux, arrêt accidentel de centrales thermiques et nucléaires...). L’utilisation d’énergie variable induit donc une incertitude supplémentaire dans ce dimensionnement que la prévi­sion météorologique doit réduire. La croissance du parc PV et la répartition des centrales dans des zones où les conditions de l’ensoleillement sont faiblement corrélées entre elles permettent aussi d’atténuer cette variabilité de pro­duction et donc cette incertitude.

Sur de plus petites échelles, l’utilisation croissante des technologies de l’information dans ce qu’on appelle un réseau intelligent (smart grid) permet de ratio­naliser l’équilibre production/consommation en réagissant en temps réel à toutes les contraintes d’un réseau. L’ajustement direct des besoins en pro­duction et une meilleure utilisation du stockage permettent alors d’insérer et de mieux valoriser des productions locales d’énergie à forte variabilité tout en évitant de reconsidérer l’efficacité d’un réseau historique de transport d’électricité à échelle nationale. L’avènement des smart grids induit un besoin supplémentaire de prévision de produc­tion solaire à échelle spatiale et tempo­relle réduite (quelques kilomètres, quelques minutes) pouvant être fournie à très court-terme (quelques dizaines de minutes). Enfin, les réseaux électriques autonomes dits offgrid ou microgrid destinés à l’électrification de sites isolés (zones rurales, sites miniers ...) peuvent être alimentés avec des groupes électro­gènes à carburant complétés par des panneaux PV. Ces systèmes utilisent la prévision d’énergie dans les prochaines minutes afin de démarrer le groupe élec­trogène uniquement avant un passage nuageux. D’autres études menées actuellement par exemple dans le cadre du projet “Grid power Sustainability” (soutenu par l’Union Européenne et la région Île-de-France) mettent en place un démonstrateur d’un système reliant des parkings de voitures électriques en auto-partage et des résidences alimen­tées partiellement en autoconsomma­tion PV. En fonction de la prévision, le système de gestion peut décider de charger ou décharger les batteries de certaines voitures réservées qui ne seront pas utilisées dans l’immédiat, afin d’optimiser l’usage de l’électricité.

L’UTILISATION MASSIVE DE L’ÉNERGIE SOLAIRE EST ENCORE DEVANT NOUS

Les choix énergétiques actuels et l’évo-lution des techniques d’exploitation de l’énergie solaire augmentent considéra­blement la consommation finale de l’énergie solaire. La croissance du parc énergétique solaire fournit encore plus de données de mesures du rayonne­ment solaire et de production d’énergie. Ces dernières alimentent un ensemble massif de données qui permet d’affiner la connaissance et la prévision de la res­source solaire grâce à des techniques d’apprentissage profond. La mobilisa­tion récente des ingénieurs et des cher­cheurs sur ce sujet va sans doute accélérer cette croissance en levant des verrous techniques qui faciliteront encore plus son intégration. Ainsi, le coût de l’énergie solaire pourra encore bais­ser et faire reporter les investissements actuels dans les énergies fossiles vers elle¹³. Cette bascule financière, créatrice de valeur et d’emploi, pourrait être le soutien nécessaire à l’accélération de cette transition énergétique en exploi­tant une énergie dont le gisement natu­rel est encore largement sous-exploité.▲

1. VAUGE, Perrin de Brichambaut. Le gisement solaire-Évaluation de la ressource énergétique. Ciel et Terre, 1983, vol. 99, p. 62
2. PEREZ, R. et PEREZ, M. A fundamental look at supply side energy reserves for the planet. Energy Agency SHC Program. Sol. Updat, 2015, vol. 62, p. 4-6.
3. Renewables 2013 global status report – REN 21 – données 2011
4. bilans-ges.ademe.fr
5. soda-pro.com/fr/web-services/radiation/ cams-radiation-service
6. copernicus.eu/fr
7. BERTIN, Clément, CROS, Sylvain, SCHMUTZ, Nicolas, et al. Detection unit and method for identifying and monitoring clouds in an observed area of the sky. S. Patent Application No 15/513,617, 19 oct. 2017.
8. CROS, S., SÉBASTIEN, N., LIANDRAT, O., et al. Cloud pattern prediction from geostationary meteorological satellite images for solar energy forecasting. In: Remote Sensing of Clouds and the Atmosphere XIX; and Optics in Atmospheric Propagation and Adaptive Systems XVII. International Society for Optics and Photonics, 2014. p. 924202.
9. Kurzrock, F., Nguyen, H., Sauer, J., Chane Ming, F., Cros, S., Smith Jr, W. L., ... & Linguet, L. (2019). Evaluation of WRF-DART (ARW v3. 9.1. 1 and DART Manhattan release) multiphase cloud water path assimilation for short-term solar irradiance forecasting in a tropical environment. Geoscientific Model Development, 12(9), 3939-3954.
10. L’ensemble des capacités installées explicitées avant cette note sont issues de Growth, A. REN21 Renewables 2018 Global Status Report.
11. cohesion-territoires.gouv.fr/rt2012
12. cre.fr (http://bit.ly/356FtzE)
13. Rifkin, J, “Le New Deal vert mondial.”, 2019 - Les Liens qui libèrent, 304 p.