L'énergie éolienne et solaire se développe rapidement aux États-Unis. Comme ces sources d'énergie deviennent une part plus importante du mix électrique, leur croissance soulève de nouvelles questions :Comment le solaire et l'éolien influencent-ils les prix de l'énergie ? Et comme les centrales électriques durent des décennies, à quoi les décideurs politiques et les investisseurs devraient-ils penser pour s'assurer que les investissements dans les infrastructures électriques soient rentables à l'avenir ?

Notre équipe de recherche du Lawrence Berkeley National Laboratory a décidé d'examiner l'effet qu'une part plus élevée d'énergie éolienne et solaire aura sur ces questions. Dans notre dernière étude, nous avons constaté que des parts élevées de ces ressources énergétiques entraînent plusieurs changements profonds dans les systèmes d'alimentation électrique.

En particulier, notre étude montre comment le solaire et l'éolien ont tendance à faire baisser les prix de l'énergie, mais ils ajoutent une nouvelle complexité pour l'exploitation du réseau, ce qui a de grandes implications pour les régulateurs. Pour les consommateurs, cette recherche rappelle que rendre le réseau électrique plus propre grâce à l'éolien et au solaire est un processus évolutif qui nécessite des changements importants dans la façon dont le réseau électrique est actuellement géré, mais qui offre de grandes opportunités, si nous, en tant que pays, pouvons devenir plus flexibles lorsque nous utilisons l'électricité.

Décisions à long terme

Analyses précédentes, y compris le nôtre, ont montré que le solaire et l'éolien ont déjà un impact sur les marchés de gros de l'électricité, entraînant davantage de fluctuations des prix de l'énergie.

Production d'énergie solaire, bien sûr, suit le soleil, augmente le matin, produisant le plus à midi, et tomber le soir. La production d'énergie éolienne dépend de la météo, saisons et géographie. Le solaire est assez prévisible, surtout dans les climats secs, et l'énergie éolienne peut être prévue des jours et des heures à l'avance avec une certaine précision, mais les deux peuvent varier considérablement. Pour ces raisons, le solaire et l'éolien sont également appelés sources d'énergie renouvelable variable (ERV).

Notre dernière étude a examiné si certaines décisions politiques prises sur la base d'hypothèses reflétant de faibles niveaux d'ERV atteindront toujours l'objectif visé si l'éolien et le solaire sont utilisés à un niveau élevé à l'avenir.

Par exemple, on demande à un administrateur de programme d'un service public de choisir l'ensemble d'options les plus rentables pour les mesures d'efficacité énergétique. Avec un pourcentage élevé de solaire, le service public peut vouloir réduire la demande le soir lorsque la production solaire diminue, plutôt qu'à midi quand il y a beaucoup d'électricité sans émission. Ainsi, l'objectif d'efficacité peut se déplacer des climatiseurs, généralement besoin de plus pendant la chaleur de la journée, à l'éclairage.

Une autre question est de savoir comment déployer les chargeurs de véhicules électriques :avec beaucoup de production solaire, il peut être préférable de mettre des chargeurs dans les magasins ou les immeubles de bureaux, à charger lorsque la production d'énergie solaire est élevée à midi. Mais dans une région avec des vents forts la nuit et de nombreuses éoliennes, l'électricité peut être la moins chère et la plus propre lorsque les véhicules électriques sont garés chez le propriétaire.

Aucun coût de carburant équivaut à des prix de gros de l'énergie inférieurs

Notre étude a examiné l'évolution des prix selon deux scénarios différents :des niveaux VRE élevés et faibles. Nous avons utilisé des simulations de réseau détaillées pour nous concentrer sur l'année 2030 pour quatre marchés de l'électricité aux États-Unis :CAISO en Californie, ERCOT au Texas, SPP dans le Midwest et NYISO à New York. L'analyse met en contraste les résultats du marché modélisés pour des parts éoliennes et solaires élevées de 40 à 50 % avec une base de référence faible en énergies renouvelables reflétant les niveaux de 2016.

Pour le contexte, le marché californien avait 14 % d'énergie solaire et 7 % d'énergie éolienne en 2016 (les lois des États exigeront une augmentation d'environ 40 % d'énergie éolienne et solaire en 2030). Alors que le Texas est le leader du pays en ce qui concerne la capacité globale des éoliennes générant 13 % de toute l'énergie texane, les régions de la ceinture éolienne du Midwest ont la plus grande part d'électricité éolienne - près de 20 pour cent en 2016, mais à côté d'aucun solaire. New York, pendant ce temps, a des objectifs ambitieux pour 2030, mais jusqu'à présent très peu d'éolien (3 %) et de solaire (1 %).

Les changements les plus fondamentaux des niveaux élevés d'énergie éolienne et solaire concernent le moment où l'électricité est bon marché ou chère et le degré de régularité de ces modèles.

Sur les marchés de gros concurrentiels, les entreprises se font concurrence pour fournir de l'électricité aux entités qui exploitent les réseaux électriques régionaux. Les prix sont déterminés par appel d'offres, et établi toutes les heures en fonction de l'offre et de la demande. Tous les enchérisseurs gagnants reçoivent le prix d'équilibre du marché.

Étant donné que le solaire et l'éolien n'ont aucun coût de carburant, ils peuvent enchérir bas pour s'assurer que leur pouvoir est accepté sur le marché. Plus il y a d'éolien et de solaire sur un marché, plus le prix de compensation baisse. Sur les marchés d'aujourd'hui, on voit déjà parfois les prix devenir nuls voire négatifs.

De grandes quantités d'énergie solaire modifient considérablement les modèles de prix quotidiens. Avec des parts solaires élevées au Texas, par exemple, les prix de gros chuteraient en milieu de journée à une moyenne de 10 $/MWh puis remonteraient le soir à une moyenne de 80 $/MWh. Pour référence, un mégawattheure (MWh) est un peu plus que la quantité d'électricité que le ménage américain moyen consomme en un seul mois.

Dans un scénario avec un pourcentage élevé d'énergie éolienne et solaire contribuant au réseau, la fréquence des périodes avec des prix bas (inférieurs à 5 $/MWh) augmente entre 3 et 19 % des heures selon les régions et le mix d'énergies renouvelables. Solaire élevé au Texas, avec ses raccordements électriques limités aux régions voisines, connaît la fréquence la plus élevée de périodes avec des prix proches de zéro.

Les prix de gros horaires moyens diminuent avec une plus grande pénétration des VRE, de 5 $ à 16 $/MWh selon la région et le mélange d'éolien et de solaire. Les baisses des prix de gros moyens et l'apparition fréquente de périodes de prix très bas affecteront la rentabilité des VRE et des producteurs inflexibles tels que les centrales nucléaires et au charbon qui fonctionnent pendant ces heures.

Besoin accru de puissance à la demande

La volatilité des prix augmente avec des actions VRE plus élevées, en particulier dans les scénarios de vents violents. Les prix du matin au printemps à CAISO peuvent varier entre 0 $ et 50 $/MWh avec beaucoup de vent, mais tombent dans une fourchette beaucoup plus étroite dans le scénario de faible VRE.

Dernièrement, nous avons constaté que les heures de pointe sont décalées de midi au soir, après la baisse de la production solaire. Ces nouveaux « pics nets » sont de plus courte durée mais sont répartis sur un plus grand nombre de jours de l'année. Alors que les pics sont généralement atteints par la montée en puissance des centrales électriques conventionnelles, la durée plus courte des pics nets crée des opportunités d'efficacité énergétique ciblée, réduire la demande en électricité (demande réponse), des modifications des tarifs de détail pour refléter les nouvelles heures de pointe, ou même des piles.

Cette étude ne fait que souligner l'impact possible de ces modèles de prix modifiés sur les décisions du secteur électrique du côté de la demande et de l'offre. Mais il fournit une base pour les évaluations quantitatives planifiées plus tard de ces décisions dans les futurs VRE faibles et élevés.

Cet article a été initialement publié sur The Conversation. Lire l'article original.