La croissance solaire exige un réseau électrique plus intelligent et plus résilient

Le passage mondial des combustibles fossiles aux réseaux électriques solaires

Dans le sillage de l’effondrement du réseau électrique de la péninsule ibérique (Portugal et Espagne), beaucoup se sont demandé quelle était la cause profonde de cet incident. Et, comme beaucoup de choses aujourd’hui, la discussion s’est rapidement politisée, le solaire étant accusé d’être la raison de la panne.

Source: RNZ

Et cela peut être partiellement vrai, du moins dans une certaine mesure. Le réseau électrique a été conçu il y a plusieurs décennies, avec une architecture centralisée et axée sur les combustibles fossiles, construite autour de quelques énormes centrales capables de produire de l’énergie à la demande.

En comparaison, une offre d’énergie décentralisée et renouvelable fonctionne de bien d’autres manières. À mesure que le solaire devient moins cher, il prendra probablement une part de plus en plus grande de la production totale d’énergie. Aujourd’hui, le solaire représente 80 % des nouvelles capacités ajoutées au réseau, et l’éolien 10 %.

Avec 585 GW d’ajouts de capacité, les énergies renouvelables ont représenté plus de 90 % de l’expansion totale de la puissance mondiale en 2024.

L’énergie solaire et éolienne ont continué à croître le plus, représentant ensemble 96,6 % de toutes les nouvelles capacités nettes d’énergie renouvelable en 2024. Plus des trois quarts de l’expansion de capacité provenaient du solaire, qui a augmenté de 32,2 % pour atteindre 1 865 GW, suivi de l’éolien qui a progressé de 11,1 %.

Source: Irena

Ainsi, bien qu’une alimentation énergétique verte et renouvelable semble imminente, rendre le réseau capable de la gérer sera vital. Surtout qu’une panne de réseau comme celle récente, si elle était réellement causée par l’apport solaire, ralentirait l’adoption du solaire et maintiendrait indirectement les émissions de carbone à un niveau élevé plus longtemps.

Comment fonctionnent les réseaux électriques et pourquoi échouent-ils

Un élément clé à comprendre concernant l’importance du réseau électrique et les difficultés à le maintenir en marche est que l’électricité est très difficile à stocker.

En théorie, c’est ce que font les batteries, mais le réseau d’un pays fonctionne à des niveaux de puissance plusieurs ordres de grandeur supérieurs à ce que les plus grandes installations de batteries peuvent stocker.

Donc, pour l’instant, la production doit être exactement égale à la consommation, en temps réel.

Pour compliquer davantage cette tâche, l’énergie doit également être livrée au bon endroit et au bon moment. Par exemple, l’énergie solaire produite au Nevada n’aidera pas le réseau du Kansas si elle n’est pas reliée à celui‑ci par suffisamment de lignes. Dans le cas de l’Espagne, les interconnexions avec le réseau français n’étaient pas assez importantes pour la sauver de ses problèmes locaux.

Source: ResearchGate

Enfin, des changements de tension sont nécessaires. Le transport longue distance ne peut être effectué efficacement qu’à haute tension, nécessitant des transformateurs pour augmenter la tension avant d’injecter l’électricité dans les lignes. La consommation, elle, doit être à une tension plus basse, ce qui se fait également avec des transformateurs.

Source: EIA

Panne du réseau électrique espagnol : qu’est‑ce qui s’est passé ?

Problèmes de fréquence

Bien qu’il soit probable que les causes profondes de l’effondrement du réseau ibérique fassent l’objet de vifs débats pendant des mois, voire des années, nous disposons de quelques données qui peuvent partiellement indiquer ce qui s’est produit.

Premièrement, le point de défaillance réel n’était pas lié à une production excessive ou insuffisante, mais à la fréquence électrique du réseau.

La fréquence du réseau est une caractéristique technique du réseau, déterminée par l’oscillation du courant alternatif.

Source: Wikipedia

Différents réseaux ont des fréquences standards différentes, les rendant incompatibles entre eux. Par exemple, les États baltes sont passés récemment à la fréquence européenne, après des décennies d’utilisation de la fréquence héritée de l’URSS.

Si la fréquence s’écarte trop des normes, elle peut littéralement détruire les transformateurs et autres équipements haute puissance, ainsi que les appareils des utilisateurs. De nombreux mécanismes intégrés dans les appareils électriques les déconnectent automatiquement en cas de fluctuations excessives.

Le solaire a‑t‑il provoqué la panne du réseau espagnol ?

La fréquence du réseau était autrefois générée et stabilisée par la rotation physique de gigantesques générateurs, généralement alimentés par des combustibles fossiles, mais aussi par l’hydro‑et le nucléaire. Cela conférait au réseau une grande inertie, rendant difficile toute déviation importante de la fréquence. En revanche, le solaire ne génère pas cette inertie.

Source: SmartGrid

Il ne s’agit donc pas tant que la production solaire ait créé le crash, mais que son manque d’inertie n’a pas aidé à stabiliser la fréquence du réseau, facteur clé du crash.

Avec l’augmentation continue de l’intégration des sources renouvelables, comme le reflètent de nombreux pays, tels que l’Inde, qui prévoient d’exploiter les ressources renouvelables abondantes, la réduction de l’inertie du réseau deviendra un problème permanent et soulèvera la question de la gestion du réseau qui contient également de la génération conventionnelle.

Cela n’explique toutefois pas pourquoi la fréquence a fluctué en premier lieu. En plus du manque d’inertie, qui peut être lié au solaire, certaines mauvaises pratiques et conceptions anciennes semblent également avoir contribué à l’effondrement ibérique en le rendant vulnérable à ce que l’opérateur du réseau a décrit comme un « phénomène météorologique extrêmement rare ».

Moderniser les réseaux pour un avenir énergétique renouvelable

Comme les conceptions anciennes de transformateurs, de lignes et d’autres infrastructures sont la cause la plus fréquente des pannes, il est logique que la première étape pour améliorer le réseau soit de moderniser l’équipement.

Une avancée est le « smart grid », qui surveille de façon beaucoup plus précise ce qui se passe à chaque niveau du réseau en temps réel, au lieu d’une analyse plus générale. Cela inclut également de nombreux systèmes automatiques individuels.

Ainsi, une fluctuation de fréquence localisée dans une zone précise, due par exemple à un événement météorologique, pourrait être isolée du reste du réseau immédiatement avant qu’elle ne se propage davantage.

Des améliorations des lignes peuvent également aider. Un réseau plus dense permet de rerouter l’énergie d’une région à une autre et réduit la sensibilité à un point de défaillance unique. Une meilleure isolation ou l’enfouissement des lignes les protège contre les tempêtes, la neige, le gel, les incendies, etc.

Plus de connexions entre régions éloignées peuvent aussi aider à lisser les fluctuations de production d’une zone ensoleillée à une autre. Cela nécessite généralement des infrastructures dédiées au transport d’énergie ultra‑longue distance, domaine dans lequel la Chine est leader mondial, avec son « super‑grid » utilisant des lignes à ultra‑haute tension (UHV) AC et DC, déjà 30 000 km de lignes UHV (18 600 miles).

Source: IEEE

Il est probable que des connexions transcontinentales similaires devront être construites en Europe et en Amérique du Nord, par exemple entre l’Espagne et le Nord de l’Europe, ou entre l’Est et l’Ouest des États‑Unis, où de nombreux réseaux restent encore peu interconnectés.

Dans ce contexte, il n’est pas surprenant que les pannes les plus graves des dernières années se soient produites au Texas et en Espagne, deux réseaux relativement petits et isolés.

Source: ASME

Enfin, à mesure que l’électrification devient la tendance dominante dans les transports, le chauffage et les procédés industriels, une capacité de transmission plus importante est globalement nécessaire pour répondre à la demande croissante qui s’éloigne du charbon, du pétrole et du gaz. Cela ne requiert pas de changement de conception ou de nouvelle technologie, mais davantage d’investissements pour construire plus de lignes.

Stabilisation de la fréquence du réseau dans les systèmes d’énergie renouvelable

Stockage par batteries et inertie virtuelle dans les réseaux

Si les smart grids font partie de la réponse, ils réduiront surtout l’exposition aux effets environnementaux et contiendront les pannes dans des zones plus petites et plus gérables qu’un crash à l’échelle nationale.

Pour éviter les crashs dès le départ, surtout lorsque le solaire sans inertie devient la principale source d’électricité, d’autres solutions sont nécessaires.

Le stockage de batteries à grande échelle (LSBS) pourrait apporter une aide. Ces batteries seront de toute façon nécessaires pour un système énergétique majoritairement renouvelable, car les panneaux solaires ne produisent pas d’énergie le soir, période de pointe de consommation.

Ils peuvent également fournir de l’inertie de fréquence, bien que d’une manière différente des grands générateurs tournants traditionnels. L’inertie provenant des batteries est appelée inertie virtuelle, ou inertie synthétique, simulée ou numérique.

Lorsque des perturbations hors de la fréquence normale sont détectées, le service de réponse rapide de fréquence (FFR) ramène la fréquence du réseau à sa plage de fonctionnement normale en injectant ou en retirant rapidement de l’énergie du réseau.

L’inertie virtuelle peut réagir encore plus rapidement que les générateurs traditionnels face à une instabilité de fréquence, en moins de 2 secondes.

C’est un service qui a été offert commercialement pour la première fois en 2022 par les installations de batteries construites par Tesla (TSLA ).

La « Big Battery » est capable de fournir environ 2 000 « megawatt‑seconds » (MWs) d’équivalence d’inertie pour aider à stabiliser le réseau. Elle le fait via le service Virtual Machine Mode de Tesla. Elle pourra fournir environ 15 % du déficit d’inertie du Sud‑Australie.

Les panneaux solaires peuvent‑ils aider à stabiliser la fréquence du réseau ?

En eux‑mêmes, les panneaux solaires ne fournissent pas d’inertie, car il n’y a pas de rotation physique ni d’énergie cinétique pour la créer. Mais ils pourraient être utilisés de façon à soutenir le réseau.

Par exemple, les projets solaires ont traditionnellement été conçus et incités à maximiser la production en permanence. En maintenant une capacité de génération de réserve, ils pourraient la fournir en cas de chute de fréquence.

Cela est très simple à mettre en œuvre techniquement et dépend davantage de la façon dont les centrales solaires sont rémunérées par les fournisseurs d’énergie et les opérateurs de réseau.

Un stockage d’énergie à plus petite échelle au niveau de la centrale solaire pourrait être utilisé de façon similaire pour absorber de petites pointes de puissance et une hausse de fréquence. L’opérateur du réseau pourrait réserver une quantité spécifique de génération à stocker et rendre disponible pour un déploiement immédiat si la fréquence chute.

La même méthode pourrait être appliquée aux onduleurs reliés aux panneaux solaires. Un contrôleur de centrale pourrait théoriquement prendre le contrôle des onduleurs pendant une courte période afin d’arrêter une chute de fréquence, « les faisant fonctionner à chaud », mais en restant en dessous du niveau où les onduleurs subiraient des dommages physiques.

Dans ce scénario, chaque onduleur de panneau solaire agirait comme un mini‑stabilisateur, fournissant une inertie virtuelle supplémentaire.

Restaurer l’inertie du réseau avec des solutions mécaniques tournantes

Si de l’inertie est nécessaire, et qu’elle était traditionnellement fournie par la rotation de centaines de tonnes de métal à grande vitesse, la solution au manque d’inertie pourrait simplement consister à reproduire ce mécanisme.

Certains appareils et formes de stockage d’énergie sont de type tournant : les condensateurs synchrones et les volants d’inertie.

Condensateurs synchrones : ajouter de l’inertie aux réseaux

Les condensateurs synchrones sont des moteurs à courant continu dont les arbres ne sont reliés à rien d’autre que de tourner librement. Ils ne génèrent ni ne consomment d’énergie, mais ajustent les conditions du réseau de transmission électrique.

Ils constituent en réalité une très bonne option pour ajouter de l’inertie au réseau, mais offrent très peu d’autres services. Ainsi, si beaucoup d’entre eux doivent être ajoutés, cela représente un coût supplémentaire, atténuant partiellement les progrès réalisés dans la réduction du prix des énergies renouvelables.

Les condensateurs sont également très importants pour redémarrer un réseau en panne, car ils fournissent l’inertie nécessaire lorsqu’il y a peu de puissance présente. Ils peuvent aussi aider à absorber une surcharge du réseau pendant plusieurs secondes, réduisant les risques de court‑circuit.

Stockage d’énergie par volant d’inertie pour la stabilité du réseau

Les volants d’inertie sont une autre option intéressante. Ces disques rotatifs sont essentiellement des batteries mécaniques, stockant l’énergie sous forme mécanique plutôt que chimique.

Ils tournent dans le vide sur un palier magnétique, à des vitesses pouvant atteindre de 20 000 à 50 000 tours par minute. Le système stocke ou restitue de l’énergie en accélérant ou en ralentissant le volant.

Source: Stornetic

En fournissant naturellement une « inertie réelle », plutôt que virtuelle, un volant d’inertie pourrait être une bonne option à ajouter au mélange de « batteries » nécessaires aux réseaux verts, offrant simultanément inertie de fréquence et stockage d’énergie. Cela le place au-dessus des condensateurs synchrones plus simples qui ne peuvent ni stocker ni restituer de l’énergie.

Solutions alternatives de stockage d’énergie rotatif

Tout stockage d’énergie qui tourne pourrait ajouter de l’inertie au système du réseau. Ainsi, au‑delà des volants, d’autres options sont possibles.

Par exemple, la start‑up Cheesecake Energy propose un module conteneurisé de stockage d’air comprimé. La chaleur générée par la compression est stockée dans du gravier bon marché sous forme de batteries thermiques, et la compression est réalisée avec d’anciens moteurs de camions réutilisés. Le stockage et la régénération d’énergie impliquent également des arbres métalliques tournants, similaires à un générateur conventionnel.

D’autres formes de stockage non chimique existent, comme les batteries gravitationnelles, le pompage hydroélectrique, le stockage en béton, les batteries thermiques ou l’énergie solaire thermique, que nous avons explorées dans l’article dédié « Alternatives non chimiques aux batteries pour la transition énergétique ».

Créer un marché pour l’inertie du réseau et le contrôle de fréquence

Jusqu’à présent, l’inertie était en quelque sorte un « service gratuit » fourni par les opérateurs de centrales avec des générateurs tournants. Ou plus précisément, on supposait que cela faisait partie du service payé lorsque les fournisseurs d’énergie achetaient des mégawatts auprès d’eux.

Les changements dans la production d’énergie signifient qu’un marché plus explicite pour la stabilisation de fréquence devrait être créé afin d’inciter à la fourniture d’inertie.

C’est quelque chose qui est piloté par des pays aux réseaux petits et isolés, comme les États baltes.

Avec le lancement du marché de fréquence par Litgrid (Lituanie), Augstsprieguma tīkls (Lettonie) et Elering (Estonie), les producteurs d’électricité peuvent soumettre chaque matin des offres pour le lendemain, indiquant la quantité d’énergie qu’ils sont prêts à garder en réserve.

Le prix est d’environ 0,5 centime par kilowatt‑heure, ce qui représente approximativement 1 € par mois pour un consommateur résidentiel.

Principaux défis ralentissant les modernisations mondiales des réseaux

Pénurie de transformateurs menacent la modernisation du réseau

Un des problèmes les plus marquants dans l’amélioration du réseau aujourd’hui est la pénurie de transformateurs. Des décennies de sous‑investissement dans les infrastructures du réseau ont conduit à une situation où non seulement de nouveaux équipements sont nécessaires pour faire face à une consommation accrue, mais aussi pour remplacer les transformateurs vieillissants.

Source: Utility Dive

Une augmentation des dommages causés par les ouragans et les incendies de forêt n’a pas aidé non plus.

La demande supplémentaire rencontre également des problèmes d’approvisionnement, car l’acier électrique spécial, essentiel à la réduction des pertes de puissance des transformateurs, reste cher et difficile à obtenir.

« La livraison d’un nouveau transformateur commandé aujourd’hui pourrait prendre jusqu’à trois ans. Il y a cinq ans, ce délai était de quatre à six semaines. »

Peter Ferrell – National Association of Electrical Manufacturers (NEMA), Directeur des Relations Gouvernementales

Les pénuries de cuivre pourraient freiner les réseaux d’énergie renouvelable

Un autre problème pouvant ralentir les modernisations du réseau est la pénurie de ressources naturelles. Alors que le lithium et d’autres minéraux pour les batteries semblent en quantité suffisante, il n’est pas certain que la production mondiale de cuivre soit suffisante, surtout que les véhicules électriques et d’autres technologies essentielles à l’électrification augmentent également la consommation.

Et inverser la tendance de l’offre de cuivre pourrait être très lent, la pénurie devant persister pendant des années.

« La demande pourrait être satisfaite en ouvrant chaque année trois mines « de première catégorie » (chacune d’une capacité annuelle de 300 000 tonnes métriques) pendant les 29 prochaines années, ce qui représenterait une expansion historique pour l’industrie, à un coût de plus de 500 milliards de dollars.

Les approbations réglementaires pour de nouvelles mines de cuivre sont en baisse, atteignant le niveau le plus bas depuis 15 ans. Cela est particulièrement préoccupant, étant donné que les mines peuvent mettre 10 à 20 ans à être approuvées et développées. 

Source: International Energy Forum

Les tarifs sur les composants du réseau pourraient retarder les modernisations aux États‑Unis

Pour les États‑Unis en particulier, il est possible que les guerres commerciales et les tarifs entravent l’approvisionnement en équipements nécessaires.

En 2024, la Chine a exporté 46,5 milliards de dollars de transformateurs électriques, se classant au 9ᵉ rang des produits exportés (sur 1 211) en Chine, les États‑Unis étant la principale destination (4,66 milliards de dollars de commerce).

De même, les batteries et autres composants électroniques et de puissance sont probablement partiellement fournis par des entreprises chinoises et devront trouver des fournisseurs alternatifs.

Enfin, la plupart des lignes de transport longue distance utilisent de l’aluminium, qui a également été soumis à des tarifs spéciaux de 25 % cette année. Cela pourrait augmenter les coûts des projets et retarder les modernisations tant attendues des infrastructures électriques du pays.

Conclusion : Construire un réseau résilient pour un avenir vert

Reconstruire le réseau électrique pour gérer la transition vers les énergies renouvelables est une tâche plutôt ardue. En réduisant l’importance des turbines à gaz et d’autres centrales à combustibles fossiles, la transition énergétique élimine également une source importante de stabilité de fréquence, alors même que la production d’énergie devient plus intermittente.

Parallèlement, l’électrification signifie que les réseaux sont plus sollicités que jamais par une demande constamment croissante dans les transports, le chauffage et l’activité industrielle.

L’énergie verte est probablement la solution au problème qu’elle engendre. Les packs de batteries, déjà nécessaires à grande échelle pour compenser l’intermittence de la production, deviendront probablement le principal fournisseur de stabilité de fréquence. Les onduleurs des centrales solaires seront également mobilisés pour cette tâche.

Entre‑temps, d’autres technologies comme l’air comprimé, les volants d’inertie et les condensateurs synchrones devraient également aider.

À court terme, la production insuffisante de transformateurs et le grade spécial d’acier dont ils ont besoin freineront les améliorations du réseau. À plus long terme, la capacité à récompenser correctement les fournisseurs de stabilité de fréquence, la volonté politique d’améliorer le réseau, et un approvisionnement constant en solutions de stockage d’énergie seront les facteurs clés d’une transition énergétique réussie.

Investir dans le réseau électrique

GE Vernova

GE Vernova (GEV ) est le résultat de la scission du géant conglomérat GE en 2024 en GE Aerospace (GE ), GE HealthCare et GE Vernova, cette dernière étant dans le segment énergie.

En ce sens, cela fait de GE Vernova l’héritier direct du noyau original de 130 ans de la société General Electric (GE.TO ).

Avec actuellement 75 000 employés dans plus de 100 pays, l’entreprise a produit 55 000 turbines éoliennes et 7 000 turbines à gaz, contribuant à générer environ 25 % de l’électricité mondiale.

Elle est présente à tous les niveaux de production et de distribution d’électricité, notamment dans les segments liés aux turbines comme l’éolien, l’hydro‑et le nucléaire, mais aussi dans le réseau électrique, où elle possède 16 milliards de dollars de projets en cours.

Source: GE Vernova

L’entreprise prévoit que la demande d’électricité doublera d’ici 2040, avec 4 trillions de dollars nécessaires pour remplacer les centrales à charbon, représentant une opportunité massive pour les fabricants d’équipements électriques.

Source: GE Vernova

GE est un partenaire proche de nombreuses grandes compagnies d’utilité du monde, dont le français Engie, l’américain Duke Energy (DUK ), Southern Company (SOT.DE ) (SO ), le germanique RWE, le espagnol Iberdrola, le taïwanais Taiwan Power Company, etc.

Concernant les solutions de réseau et l’électrification, GE Vernova fournit des systèmes de stockage d’énergie par batteries, des condensateurs synchrones, des centrales de stockage par pompage (PSPP), l’électrification des fours, le stockage thermique, des onduleurs solaires, des compresseurs d’hydrogène, etc.

Source: GE Vernova

GE Vernova est également un acteur majeur en R&D liée à l’énergie (1 milliard de dollars de dépenses annuelles en R&D), notamment avec le captage du carbone, les câbles HVDC, les turbines à hydrogène, et un petit réacteur modulaire (SMR) en partenariat avec Hitachi.

Source: GE Vernova

Les problèmes d’approvisionnement et les pénuries d’équipements industriels aux États‑Unis pourraient constituer une opportunité pour l’entreprise, grâce à un plan d’investissement cumulé de 9 milliards de dollars en CAPEX et R&D jusqu’en 2028 pour de nouvelles installations de production. Cela inclut 50 M$ pour la conception de carburant nucléaire de prochaine génération, 300 M$ pour le gaz et les exportations de GNL, 600 M$ dans des usines américaines d’ici 2026, etc.

En raison de l’étendue des activités de GE Vernova, les investisseurs n’ont pas besoin d’être certains de la technologie qui remportera la transition énergétique dans les 5 à 10 années à venir :

• Si le gaz naturel reste important, GE Vernova est déjà un acteur majeur du segment.
• Si le nucléaire connaît réellement une renaissance, les turbines nucléaires et les SMR réussiront.
• Si l’hydrogène, l’éolien, l’hydro‑stockage ou le captage et séquestration du carbone explosent, GE Vernova pourra également s’emparer d’une partie de ces marchés.

Donc, dans l’ensemble, GE Vernova constitue une action intéressante à considérer pour les investisseurs conscients de la croissance de la demande d’électricité, du besoin d’un réseau meilleur, et confiants que GE fera partie de la solution, que ce soit avec l’hydro, l’éolien, le nucléaire ou presque toute autre forme d’énergie.

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