C’est cent dernières années, notre société moderne s’est
construite autour de sources d’énergies fossiles abondantes et économiques; les
prochains cent ans seront marqués par la transition forcée vers une utilisation
de plus en plus importante des énergies renouvelables, préférablement propres.
Pour que cette conversion se fasse sans heurt, certains
éléments de notre modèle économique devront être révisés. Nous avons discuté
dans un article précédent qu’une nouvelle économie durable serait basée sur une
production d’énergie fortement décentralisée et que la gestion les réseaux de
distribution électriques deviendrait le centre du courtage énergétique. Nous allons
décrire ici comment cette opération de courtage palliera aux aléas de la
production des énergies renouvelables.
Les trois objectifs principaux de ce modèle sont de
favoriser la production d’énergie renouvelable, l’accumulation massive
d’énergie et d’assurer une production compétitive d’hydrogène propre qui
deviendra un vecteur énergétique pour le transport lourd (trains, bateaux et
avions). Pour réaliser ces objectifs, un simple réseau électrique intelligent
ne sera pas suffisant; il faudra établir une grille de tarifs électriques qui
s’ajustera continuellement à l’offre et à la demande.
Notons ici que notre exemple propose un prix de vente moyen
de l’électricité de 0.11$ par Kilowatt/heure associé à un prix d’achat moyen de
.075$ par le réseau de distribution. Ce scénario s’appliquerait déjà à beaucoup
d’endroit.
Dans un premier temps; il faudra forcer le maillage entre la
production d’énergie de sources propres et renouvelables et la production
d’électricité par combustion (fossile, biomasse ou résiduelle). Ce jumelage est
fondamental; un même fournisseur devra être obligé de gérer des actifs
permettant de produire une puissance équivalente à sa puissance allouée dans
les deux modes de production. Le principe d’opération est simple; le vent et le
soleil étant gratuit, le producteur favorisera toujours la production propre et
renouvelable. Les périodes où les ressources renouvelables sont insuffisantes
seront compensées par l’électricité de combustion, qui sera alors acheté à un
tarif préférentiel pour compenser l’utilisation intermittente de la ressource.
Dans notre tableau, les cases ‘F’ sont des périodes de forte
utilisation de l’électricité de combustion. Dans ce système, ont peut prévoir
que les centrales thermiques fonctionneront à plein régime environ 30% du
temps, de 10 à 90% de leurs capacités 50% du temps, et pas du tout pour le
reste.
On constate que dans les périodes ‘D’, les usines thermiques
ne pourront pas fonctionner de façon rentable. Pour ne pas être obligé de
fonctionner à perte dans ces périodes, un producteur aura tendance à installer
une légère surcapacité de production d’énergie renouvelable. Puisque les prix
des énergies fossiles vont continuer de croître, les zones de non-rentabilité
s’accroîtront progressivement vers les périodes ‘E’, ce qui favorisera un
investissement supplémentaire dans les énergies renouvelables.
Éoliennes. Le
tarif d’achat moyen de 7,5c/KWh est un peu faible pour les coûts de production
actuels de l’électricité du vent. Par contre, si le tarif est garanti pour une
période de 50 ans, en comparaison des tarifs d’achat privilégiés actuel qui
sont de 15-25 ans, il serait possible
d’implanter des éoliennes sans subvention. La nouvelle génération d’éolienne en
préparation pourra même offrir de l’électricité à des tarifs plus bas.
Solaire. La
grille de tarifs proposés avantage la production d’énergie solaire car les prix
d’achats consentis aux fournisseurs sont toujours plus élevés le jour, lorsque
le photovoltaïque est opérationnel. Il favorisera particulièrement les
installations avec positionnement, les tarifs d’achat étant maximum entre 6 et
9h et entre 15 et 19h.
Hydroélectricité.
Cette énergie renouvelable parfaitement modulable sera fortement
avantagée par cette grille tarifaire. En plus de favoriser le financement de
nouvelles installations dédiées à la production; les barrages actuels et futurs
pourront tirer des bénéfices considérables du stockage d’énergie à moyen terme
(de quelques heures à quelques jours).
Industrie du stockage d’énergie. La grille tarifaire proposée provoquera la
création d’un nouveau segment du futur marché de l’énergie; l’industrie du
stockage. Cette nouvelle branche industrielle sera elle-même subdivisé en trois
parties : Le stockage à court terme sur une échelle de quelques heures; le
stockage à moyen terme, de quelques heures à quelques jours, et la
transformation chimique qui permettra de restituer l’énergie utilisée quelques
semaines ou quelques mois après sa conversion. Dans tous les cas, le rendement
pourrait être aussi faible que 50% et tout de même produire des installations
rentables.
Le stockage à court terme. Le potentiel du
stockage à court terme n’a de limite que l’imagination des individus et des
entreprises : Système de batteries, gyroscope, air comprimé, accumulation
de chaleur mais aussi, déplacement d’activités énergivores en dehors des heures
de pointe. Notons ici que si des tarifs plus élevés le jour (en C) peuvent
pénaliser les consommateurs, le déplacement vers la nuit d’activité énergivore
tel que la recharge de leurs autos électriques et le chauffage de l’eau
rééquilibrera leurs portions de budgets consacrés à l’énergie.
Le stockage à moyen terme. Il s’agit principalement
de pompage hydraulique et d’entreposage de chaleur. Les investissements
nécessaires à ces installations sont plus élevés, mais le rendement potentiel
est conséquent. Une énergie stockée en ‘A’ pourra fréquemment être revendu en
‘F’.
Le stockage à long terme. Une des fonctions première de cette grille de tarifs est de
favoriser la production d’hydrogène. En
plus du potentiel de stockage d’énergie sur plusieurs semaines, l’hydrogène
sera le vecteur principal entre l’énergie renouvelable et le transport lourd
(dans un premier temps les trains et les bateaux qui feront fi du volume requis
pour l’entreposage du combustible). Il faut accepter dès maintenant que d’ici
50 ans, la production d’hydrogène devra être du même ordre de grandeur que
l’actuelle production de pétrole. Dans notre exemple, l’hydrogène pourra
éventuellement être produit de façon compétitive au pétrole dans les périodes
‘A’. On note que pour ce faire, le prix de l’achat d’électricité est très bas en
‘D’ et que la marge de profit du transporteur/courtier est volontairement très
faible pour cette période. Ici les tarifs ‘A’ pourraient être réservés aux
producteurs d’hydrogène, les autres clients déboursant 1 ou 2 cents de plus par
KWh. Avec la progression prévue du prix du pétrole, les périodes ‘B’ pourraient
aussi devenir rentable.
On note finalement que cette électricité à bas prix pourrait
éventuellement servir à décomposer le CO2 pour produire des carburants
synthétiques. Bien qu’énergivore, cette opération aurait l’avantage d’être
carboneutre.
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