Hydroélectricité, éolien et solaire pour un approvisionnement énergétique 100 % renouvelable en Amérique du Sud et Centrale

Table des matières

1. Introduction & Aperçu

Cette recherche présente une étude de modélisation pionnière du système énergétique, résolue à l'heure, visant à atteindre un approvisionnement en énergie 100 % renouvelable (EnR) à travers l'Amérique du Sud et Centrale d'ici 2030. La région, bien qu'elle affiche actuellement le mix électrique le moins carboné au monde grâce à une forte pénétration de l'hydroélectricité, est confrontée à des défis majeurs liés à la variabilité climatique qui menace les ressources en eau. L'étude examine la faisabilité technique et économique de la transition vers un système dominé par l'hydroélectricité, l'éolien et le photovoltaïque (PV) solaire, soutenu par des technologies facilitatrices comme le transport par courant continu haute tension (HVDC) et le power-to-gas (PtG).

2. Méthodologie & Scénarios

2.1. Modèle énergétique et subdivision régionale

L'analyse utilise un modèle d'optimisation linéaire pour minimiser le coût total annualisé du système. La zone géographique est subdivisée en 15 sous-régions interconnectées, permettant la simulation des échanges d'énergie. Le modèle est basé sur une résolution horaire pour une année de référence, capturant la variabilité des sources renouvelables.

2.2. Scénarios définis

Quatre scénarios principaux ont été développés pour évaluer l'impact des infrastructures et du couplage sectoriel :

• Scénario 1 (Régional) : Réseau HVDC limité, principalement au sein des grandes sous-régions.
• Scénario 2 (National) : Connexions HVDC renforcées à l'intérieur des pays.
• Scénario 3 (Pan-régional) : Intégration complète du réseau HVDC à travers les 15 sous-régions.
• Scénario 4 (Intégré) : S'appuie sur le Scénario 3 en ajoutant la demande d'électricité pour le dessalement d'eau de mer (3,9 milliards de m³) et la production de gaz naturel de synthèse (GNS) via le PtG (640 TWh_PCI).

2.3. Intégration du dessalement d'eau de mer et du power-to-gas

Le scénario intégré est une innovation clé, allant au-delà du simple approvisionnement en électricité. Il aborde la pénurie d'eau via le dessalement et fournit un combustible neutre en carbone (GNS) pour les procédés industriels difficiles à électrifier, en utilisant l'excédent d'électricité renouvelable qui serait autrement perdu.

3. Résultats clés & Principales conclusions

3.1. Mix énergétique et capacités

Le mix optimal est dominé par le PV solaire (~50-60 % de la production), suivi de l'éolien (~20-30 %), et de l'hydroélectricité (~10-20 %). La capacité hydroélectrique existante joue un rôle crucial non seulement dans la production, mais plus important encore, en fournissant de la flexibilité.

3.2. Analyse des coûts : LCOE, LCOG, LCOW

La centralisation du réseau réduit les coûts. Le LCOE passe de 62 €/MWh dans le scénario décentralisé (Régional) à 56 €/MWh dans le scénario entièrement centralisé (Pan-régional). Le scénario intégré produit du GNS et de l'eau dessalée aux coûts indiqués, démontrant le potentiel économique du couplage sectoriel.

3.3. Le rôle de l'hydroélectricité en tant que stockage virtuel

Une conclusion critique est l'utilisation des barrages hydroélectriques existants comme des "batteries virtuelles". En dispatchant stratégiquement l'hydroélectricité en fonction de la production solaire et éolienne, le besoin en stockage électrochimique supplémentaire est considérablement réduit. Cela tire parti des coûts d'infrastructure déjà engagés pour des bénéfices massifs en matière de stabilité du réseau.

3.4. Avantages de l'intégration systémique

L'intégration du dessalement et du PtG entraîne une réduction de 5 % de la production d'électricité requise et une réduction de 8 % du coût total du système. Ceci est réalisé en utilisant l'énergie renouvelable qui serait autrement perdue, améliorant ainsi l'utilisation globale du système et son économie.

4. Détails techniques & Formulation mathématique

Le cœur du modèle est un problème de minimisation des coûts. La fonction objectif minimise le coût total annualisé $C_{total}$ :

$C_{total} = \sum_{t, r} (C_{cap} \cdot Cap_{r, tech} + C_{op} \cdot Gen_{t, r, tech} + C_{trans} \cdot Trans_{t, r1, r2})$

Sous réserve des contraintes suivantes :

• Bilan énergétique : $\sum_{tech} Gen_{t,r,tech} + \sum_{r2} Trans_{t, r2, r} = Demand_{t,r} + \sum_{r2} Trans_{t, r, r2} + Storage_{out, t, r} - Storage_{in, t, r}$ pour toutes les heures $t$, régions $r$.
• Limites de capacité : $Gen_{t,r,tech} \leq CF_{t,r,tech} \cdot Cap_{r, tech}$ où $CF$ est le facteur de capacité horaire.
• Dynamique du stockage : $E_{t+1, r} = E_{t, r} + \eta_{in} \cdot Storage_{in, t, r} - \frac{1}{\eta_{out}} \cdot Storage_{out, t, r}$
• Gestion des réservoirs hydroélectriques : Contraintes modélisant l'afflux d'eau, les limites de stockage et les débits environnementaux minimaux.

Le procédé PtG est modélisé avec un rendement $\eta_{PtG}$ (par ex., ~58 % pour le GNS), reliant l'entrée électrique $E_{in}$ à la sortie de gaz $G_{out}$ : $G_{out} = \eta_{PtG} \cdot E_{in}$.

5. Résultats expérimentaux & Descriptions des graphiques

Graphique 1 : Capacité installée par scénario
Un diagramme en barres empilées montrerait la capacité en GW pour le PV solaire, l'éolien, l'hydroélectricité et les turbines à gaz (pour secours dans certains scénarios) à travers les quatre scénarios. Le scénario "Intégré" montre la capacité totale la plus élevée en raison de la demande supplémentaire du PtG.

Graphique 2 : Profil de production horaire pour une sous-région représentative (ex. : Sud-Est du Brésil)
Un graphique multi-lignes sur une semaine montrerait la production hydroélectrique lissant les grands pics diurnes du PV solaire et la production plus variable de l'éolien. L'effet "batterie virtuelle" est visuellement clair car la production hydroélectrique diminue pendant les périodes ensoleillées/venteuses et augmente la nuit ou pendant les périodes calmes.

Graphique 3 : Répartition des coûts du système
Un diagramme circulaire pour le Scénario Intégré montre la part du coût total annualisé attribuée à : CAPEX & OPEX du PV solaire, CAPEX & OPEX de l'éolien, Réseau HVDC, Centrales Power-to-Gas et Usines de dessalement. Cela souligne la nature capitalistique de la transition.

6. Cadre analytique : Exemple de modélisation de scénario

Cas : Évaluer l'expansion du réseau vs. le stockage local
Un opérateur au Chili (fort ensoleillement) envisage d'investir dans une nouvelle ligne HVDC vers l'Argentine (complémentarité éolien/hydro) ou de construire une ferme de batteries à grande échelle.

Application du cadre :
1. Définir les nœuds : Chili (Nœud A), Argentine (Nœud B).
2. Données d'entrée : Facteur de capacité horaire solaire pour A, facteur de capacité horaire éolien/hydro pour B, profils de demande, coûts en capital pour la ligne HVDC ($/MW-km) et les batteries ($/kWh).
3. Exécuter des variantes du modèle :
- Variante 1 (Isolée) : Le Nœud A doit satisfaire sa demande localement, nécessitant une capacité de batterie importante pour couvrir les nuits.
- Variante 2 (Connectée) : Les Nœuds A et B sont connectés par une ligne HVDC de capacité définie. L'excédent solaire de A peut être envoyé à B pendant la journée ; la nuit, l'hydro/éolien de B peut alimenter A.
4. Optimiser & Comparer : Le modèle minimise le coût total des deux variantes. Le résultat montre typiquement que, même avec les coûts de transmission, la Variante 2 est moins chère en raison du besoin réduit de stockage coûteux en A et d'une meilleure utilisation de l'hydroélectricité flexible existante en B. Cela reflète la conclusion principale de l'étude sur la valeur de la transmission.

7. Analyse critique & Interprétation experte

Idée centrale : Cette étude n'est pas seulement une utopie verte ; c'est un plan d'ingénierie pragmatique qui révèle la valeur financière et stratégique latente piégée dans l'infrastructure hydroélectrique existante de l'Amérique du Sud. La véritable avancée est de recadrer les barrages non pas comme de simples générateurs, mais comme des stabilisateurs de réseau à l'échelle continentale, à coût marginal nul — une "batterie virtuelle" qui pourrait économiser des centaines de milliards en nouveaux investissements de stockage. Cela transforme une vulnérabilité climatique potentielle (changement hydrologique) en une pierre angulaire de la résilience.

Enchaînement logique : L'argumentation est linéaire et convaincante : 1) Les énergies renouvelables variables (solaire/éolien) sont désormais les sources les moins chères. 2) Leur intermittence est le principal problème. 3) L'Amérique du Sud a une solution unique, prépayée — sa vaste flotte hydroélectrique — qui peut être ré-optimisée numériquement pour une opération priorisant le stockage. 4) Ajouter des "cordons" HVDC entre des régions complémentaires (ex. : Patagonie ventée et Nord-Est ensoleillé du Brésil) crée un effet de batterie géographique, réduisant encore les coûts. 5) Enfin, utiliser les électrons renouvelables excédentaires pour fabriquer des molécules (gaz) et de l'eau aborde des problèmes industriels et de pénurie adjacents de plusieurs milliards de dollars, créant un cycle économique vertueux.

Points forts & Limites :
Points forts : La modélisation horaire est de pointe et indispensable pour des études crédibles sur les EnR. Le couplage sectoriel (PtG, dessalement) dépasse l'exercice académique pour une pertinence politique réelle. Tirer parti de l'hydroélectricité existante est un coup de maître de pensée pragmatique.
Limites : L'élégance du modèle occulte les obstacles politiques et réglementaires brutaux. Construire des réseaux HVDC transcontinentaux implique des cauchemars de souveraineté similaires aux luttes de l'UE. L'échéance 2030 est extrêmement optimiste pour le financement de projet et les autorisations à cette échelle. Il suppose également une acceptation sociale pour de nouvelles méga-infrastructures, de plus en plus contestée. Les estimations de coûts, bien que référencées à 2015, nécessitent une mise à jour urgente après l'inflation post-2022 et les chocs sur les chaînes d'approvisionnement.

Perspectives actionnables :
1. Pour les régulateurs : Réformer immédiatement la conception des marchés de l'électricité pour rémunérer financièrement la flexibilité et la capacité (pas seulement l'énergie). Les opérateurs hydroélectriques devraient être payés pour des "services d'équilibrage" similaires aux batteries.
2. Pour les investisseurs : La plus grande opportunité à court terme n'est pas dans de nouveaux parcs solaires — elle est dans la digitalisation et les systèmes de contrôle de l'hydroélectricité existante pour maximiser leurs revenus d'équilibrage du réseau.
3. Pour les gouvernements : Commencer par des traités bilatéraux de "ponts énergétiques" (ex. : Chili-Argentine) comme projets pilotes. Concentrer la R&D sur la réduction du CAPEX des électrolyseurs PtG, car c'est la clé de voûte du scénario intégré.
4. Chemin critique : Le facteur de succès le plus important est la transmission. Sans elle, la batterie virtuelle reste fragmentée. Une Initiative pour un Réseau Pan-Américain, calquée sur le TEN-E européen, doit être une priorité diplomatique absolue.

8. Applications futures & Axes de recherche

• Exportations d'hydrogène vert : La composante PtG du modèle peut être étendue pour modéliser la production à grande échelle d'hydrogène vert destiné à l'exportation vers l'Europe et l'Asie, transformant l'Amérique du Sud en une puissance énergétique renouvelable.
• Modélisation de la résilience climatique : Les travaux futurs doivent intégrer des modèles climatiques plus granulaires pour tester la résistance du système face aux changements projetés des cycles hydrologiques et des régimes de vent.
• Intégration des ressources énergétiques distribuées (DER) : Incorporer le solaire en toiture, le stockage derrière le compteur et la recharge des véhicules électriques dans le modèle pour comprendre leur impact sur la planification du réseau centralisé.
• Évaluation avancée du stockage : Analyse détaillée de la valeur économique fournie par la flexibilité de l'hydroélectricité, créant des métriques standardisées pour attirer les investissements de modernisation.
• Simulation des politiques & du marché : Coupler le modèle technico-économique avec des modèles à base d'agents pour simuler les cadres réglementaires, le comportement des investisseurs et les accords de commerce transfrontalier d'électricité.

9. Références

1. Banque mondiale. (2016). Indicateurs de développement dans le monde. Croissance du PIB (% annuel).
2. Agence internationale de l'énergie (AIE). (2014). World Energy Outlook 2014.
3. Agence internationale de l'énergie (AIE). (2015). Key World Energy Statistics 2015.
4. U.S. Energy Information Administration (EIA). (2015). International Energy Statistics.
5. de Jong, P., et al. (2015). Hydropower, climate change and uncertainty in Brazil. Renewable and Sustainable Energy Reviews.
6. ONS (Opérateur national du réseau brésilien). (2015). Rapports hebdomadaires d'opération.
7. EPE (Bureau brésilien de recherche énergétique). (2015). Bilan énergétique brésilien 2015.
8. Bogdanov, D., & Breyer, C. (2016). North-East Asian Super Grid for 100% renewable energy supply: Optimal mix of energy technologies for electricity, gas and heat supply options. Energy Conversion and Management. (Pour le contexte méthodologique).
9. Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA). (2020). Global Renewables Outlook: Energy transformation 2050. (Pour des données actualisées sur les coûts et le potentiel).
10. Jacobson, M.Z., et al. (2015). 100% clean and renewable wind, water, and sunlight (WWS) all-sector energy roadmaps for 139 countries of the world. Joule. (Pour une méthodologie comparative d'étude 100 % EnR).