Même si les discussions portant sur la Stratégie énergétique 2050 sont animées, une chose est sûre: de nouvelles idées sont nécessaires! Elles sont examinées avec soin par le «Global Observatory» du SCCER-SoE. Peter Burgherr, le responsable de cette tâche, a accepté de répondre à diverses questions pour la deuxième édition de cette newsletter. De plus, le nouveau projet FLEXSTOR est présenté et l’équipe de la tâche 4.1 se consacre à une Suisse exclusivement alimentée en énergies renouvelables. Mais commençons donc par une rétrospective portant sur l’évaluation annuelle majeure du SCCER-SoE par la CTI.

Fin 2015, le SCCER-SoE a franchi une étape importante: l’évaluation annuelle rendue par un comité d’experts pour le compte de la Commission pour la technologie et l’innovation (CTI) s’est avérée positive. Les points spécifiques qui ont été soulignés incluent la bonne utilisation des synergies entre la géothermie et l’énergie hydraulique (par exemple dans le secteur de la gestion des risques et de l’acceptation sociale), la levée de fonds réussie, le développement efficace du personnel, les échanges internes intenses ainsi que le regroupement détaillé de l’ensemble des projets au sein du Science Report.

Fin mars, le dépôt de la demande pour la deuxième phase du SCCER-SoE constituera la prochaine étape. Cette phase, qui s’étendra de 2017 à 2020, prévoit de mettre en œuvre d’importants projets pilotes et de développer des technologies permettant de réaliser à temps l’intégralité des objectifs de la Stratégie énergétique 2050.

Peter Burgherr travaille à l’Institut Paul Scherrer et dirige le «Global Observatory» (GO) du SCCER-SoE (tâche 4.2). Le GO se consacre aux technologies d’alimentation électrique potentiellement disponibles et susceptibles de contribuer à la transition énergétique. L’analyse porte sur les technologies nationales, mais également sur les options possibles d’importation, leurs potentiels, leurs répercussions environnementales et leurs coûts respectifs. Le personnel scientifique impliqué dans le projet provient de diverses spécialités: sciences de l’ingénieur et de l’environnement, physique et sciences de la Terre.

Quelles sont les technologies, plutôt méconnues, examinées par le GO?
En plus des importations d’électricité, considérées par les perspectives précédentes, provenant de centrales héliothermiques et chimiques solaires ou encore de l’énergie éolienne offshore, le GO présente de manière détaillée les importations issues de l’énergie marine; c’est-à-dire que l’énergie des vagues et celle des marées sont intégrées dans l’analyse. D’autres technologies ne sont pas encore entièrement développées, par exemple les options fossiles comprenant le piégeage et le stockage du CO2 (Carbon Capture and Storage, CCS), la géothermie profonde pétrothermale (Enhanced Geothermal Systems, EGS), les piles à combustible, une gamme étendue d’options liées à la biomasse, ainsi que l’énergie nucléaire de 4e génération. Enfin, nous réalisons aussi une analyse technologique en vue de présenter et de discuter, au niveau qualitatif, des technologies de production d’électricité, éventuellement prometteuses, se trouvant aujourd’hui aux premières phases de leur développement.

Comment le GO estime-t-il l’évolution future des coûts liés à certaines technologies?
Les coûts des différentes technologies sont déterminés au moyen d’une approche homogène fondée sur la méthode dite du coût actualisé (Levelized Cost) de la production d’énergie ou sur le concept du coût du cycle de vie (Life Cycle Costing, LCC). Tous les frais sont escomptés à la date de la mise en service de la centrale, c’est-à-dire soit en aval (par exemple phase de construction), soit en amont pour les coûts d’exploitation (tels que les coûts de carburant, les coûts d’exploitation fixes et variables et les frais d’entretien). Par ailleurs, il est nécessaire d’inclure les coûts liés au démantèlement de l’installation et à la remise en état du site, ainsi que le traitement et le stockage des déchets. Cette valeur actuelle nette (Net Present Value) est amortie sur la durée de vie de l’installation, tandis que les coûts annuels moyens (annualisés) sont divisés par la production annuelle escomptée. Le GO détermine les coûts des futures technologies (jusqu’en 2050) au moyen de courbes d’apprentissage, d’études de la littérature, d’une expertise et de contacts avec les développeurs de solutions technologiques dans l’industrie et la recherche.

Nombreux sont les sceptiques vis-à-vis de la géothermie profonde, car ils redoutent des conséquences négatives. Où réside, selon le GO, le plus grand potentiel propre à cette technologie pour la Suisse?
La géothermie profonde permet une alimentation électrique décentralisée en charge de base ainsi que l’utilisation simultanée des rejets thermiques provenant des réseaux de chaleur à distance, comme chauffage de processus destiné à l’industrie. Dans les conditions d’exploitation normales, l’électricité issue des centrales de géothermie profonde présente un bilan environnemental favorable, surtout pour ce qui est de la protection du climat. Une promotion supplémentaire de la production géothermique est cependant nécessaire en vue de réduire les coûts et d’accroître le marché.

L’énergie hydraulique occupe actuellement la première place comme solution de remplacement à l’énergie nucléaire. Quels sont, d’après le GO, les principaux avantages et inconvénients de cette technologie?
L’énergie hydraulique n’est pas en mesure de compenser à elle seule la part de l’énergie nucléaire: l’augmentation escomptée de la part de l’énergie hydraulique ne correspond en effet qu’à 10 pour cent environ de la production d’électricité nucléaire. Cela revient à dire que le potentiel de l’énergie hydraulique est nettement plus faible que celui de l’énergie solaire photovoltaïque, de l’énergie éolienne, de la biomasse ou de la géothermie profonde.
Dans le cadre de la Stratégie énergétique 2050, la production annuelle issue des centrales hydrauliques devrait passer d’environ 36’000 gigawattheures (GWh) produits aujourd’hui à quelque 38’600 GWh en 2050. Pour cela, il est nécessaire de remplacer et d’étendre les centrales existantes et de construire de nouvelles centrales hydrauliques. Dans ce contexte, les exigences écologiques de la loi fédérale sur la protection des eaux doivent être prises en compte. C’est pourquoi l’acceptation sociale, notamment dans le cas des extensions et des nouvelles constructions, représente le plus grand défi, même si les émissions de gaz à effet de serre sont très réduites dans le cas de la production d’électricité issue des centrales hydrauliques. En outre, l’énergie hydraulique présente d’autres avantages tels que la flexibilité opérationnelle, le recours aux ressources nationales, une fiabilité élevée et des coûts généralement modérés.

Le groupe de travail de la tâche 4.1 du SCCER-SoE a réalisé une première évaluation d’un système énergétique suisse reposant exclusivement sur les énergies renouvelables. Les résultats montrent que la configuration optimale de l’infrastructure implique un compromis délicat entre le lissage spatial qu’offre un réseau de transmission dense et le lissage temporel fourni par un stockage d’énergie massif intégré au réseau.

Une importante capacité de transit serait nécessaire parce que les régions alpines peu peuplées produisent une part importante de l’électricité nationale, alors que la demande est centrée sur le plateau, au nord du pays. D’autre part, le transport d’électricité ne serait pas en mesure d’atténuer les importantes variations saisonnières de la production et de la consommation électrique (la production photovoltaïque et hydroélectrique est beaucoup plus importante en été, où la consommation est faible, qu’en hiver où la consommation est la plus élevée). Pour résoudre ce problème, un stockage d’énergie plus important serait nécessaire (supérieur à la capacité actuelle des centrales de pompage-turbinage). Un échange d’énergie important avec les pays voisins serait également nécessaire.

Les calculs des quantités d’énergie renouvelable disponibles effectués pour ce projet reposent sur une base de données météorologiques couvrant la période 2010-2014. MétéoSwiss a fourni les cartes journalières d’ensoleillement. Les données de production d’énergie éolienne ont été fournies par l’étudiant PhD du groupe, Bert Kruyt. La contribution en énergie géothermique a été calculée grâce aux projections de Geo-Energie Suisse SA. Les données de débit des cours d’eau proviennent de l’Office fédéral de l’environnement. Les données d’exploitation des centrales hydroélectriques ont été extraites de la statistique des aménagements hydroélectriques de l’Office fédéral de l’énergie, auxquelles ont été ajoutées des informations géographiques fournies par l’Office fédéral de topographie. Swissgrid a fourni les données de consommation électrique et du réseau de transmission. La carte de densité de population de l’Office fédéral de la statistique a été utilisée afin de répartir spatialement la consommation électrique.

Le travail de recherche du groupe a pour objectif de définir quantitativement le compromis idéal décrit précédemment, grâce à l’exploration de nombreux scénarios climatiques et énergétiques.

Ce travail a été présenté à la «25th annual European Safety and Reliability Conference». Vous pouvez suivre ce lien vers le rapport dans l’acte de conférence ou ce lien vers le site du projet.

Mensuel
Conférences publiques organisées par le laboratoire de constructions hydrauliques (LCH) à Lausanne

17 - 22 avril 2016
EGU General Assembly 2016 à Vienne avec la session «Emerging technologies and challenges in the development of deep geothermal energy»

26 mai 2016
5. Internationaler Geothermie-Kongress à Saint-Gall avec le sujet «Investitionen in die Tiefengeothermie - was fehlt?»

9 septembre 2016
Journée de formation continue «Software pour l’hydrologie appliquée – inspiration pour la pratique» à Berne

10 - 12 octobre 2016
HYDRO 2016 conférence et exposition à Montreux

14 - 18 novembre 2016
13th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies (GHGT-13) dans le SwissTech Convention Center à Lausanne.