Cette recherche présente une étude de modélisation pionnière du système énergétique, résolue à l'heure, pour atteindre un approvisionnement en énergie 100 % renouvelable (EnR) à travers l'Amérique du Sud et Centrale d'ici 2030. L'étude aborde le double défi de la région : maintenir la croissance économique tout en faisant évoluer sa part déjà élevée d'énergies renouvelables (dominée par l'hydroélectricité) vers un système plus diversifié, résilient et entièrement durable. L'innovation principale réside dans l'intégration, non seulement de l'électricité, mais aussi du dessalement de l'eau et de la production de gaz naturel de synthèse (GNS) via la technologie power-to-gas (PtG) dans un modèle unique optimisé.
2030
Horaire
15
4
L'étude utilise un modèle d'optimisation linéaire pour minimiser le coût annuel total du système énergétique intégré, sous réserve de satisfaire la demande horaire en électricité, eau et gaz.
Le modèle est un outil d'optimisation des coûts qui détermine le mix optimal de capacités de production, de stockage et de transmission. Il utilise des données météorologiques historiques (2005-2009) pour l'irradiance solaire et la vitesse du vent afin de générer des facteurs de capacité horaires synthétiques pour les centrales photovoltaïques et éoliennes dans les 15 sous-régions.
Le continent a été divisé en 15 sous-régions basées sur les frontières politiques et les structures des marchés de l'énergie pour modéliser avec précision la distribution des ressources et les besoins de transmission.
Le modèle conclut qu'un système 100 % EnR est techniquement faisable. La capacité installée est dominée par le solaire photovoltaïque (environ 415 GW) et l'éolien (environ 200 GW), l'hydroélectricité existante (environ 150 GW) assurant l'équilibrage et le stockage. La biomasse et la géothermie jouent des rôles mineurs et complémentaires.
Une conclusion critique est l'utilisation des barrages hydroélectriques existants comme des « batteries virtuelles ». En dispatchant stratégiquement l'hydroélectricité en conjonction avec la production solaire et éolienne, le besoin de technologies de stockage électrochimiques ou autres supplémentaires est considérablement réduit. Cela valorise les infrastructures existantes pour la stabilité du réseau.
Le scénario intégré démontre la « valeur système » du couplage des secteurs. Le PtG et le dessalement agissent comme des charges de stockage flexibles, non-batteries, absorbant la production renouvelable excédentaire et améliorant l'utilisation globale des actifs, conduisant à des coûts plus bas.
Le cœur du modèle est un problème d'optimisation linéaire minimisant le coût annuel total $C_{total}$ :
$\min C_{total} = \sum_{t,i} (C_{cap,i} \cdot G_{i} + C_{op,i} \cdot g_{i,t}) + \sum_{l} C_{trans,l} \cdot T_l + \sum_s C_{store,s} \cdot S_s$
Sous contraintes :
1. Bilan énergétique (horaire) : $\sum_i g_{i,t} + \sum_s (p_{s,t}^{dis} - p_{s,t}^{ch}) + \sum_l I_{l,t} = D_{t}^{elec} + D_{t}^{PtG} + D_{t}^{Desal}$
2. Contraintes de capacité : $0 \le g_{i,t} \le CF_{i,t} \cdot G_i$
3. Dynamique du stockage : $E_{s,t+1} = E_{s,t} + \eta_s^{ch} \cdot p_{s,t}^{ch} - p_{s,t}^{dis} / \eta_s^{dis}$
Où $G_i$ est la capacité de la technologie $i$, $g_{i,t}$ est sa production au temps $t$, $T_l$ est la capacité de transmission, $S_s$ est la capacité de stockage, et $D_t$ représente les différentes demandes.
Les hypothèses clés incluent les données météorologiques 2005-2009 pour les EnR variables, les projections de coûts technologiques pour 2030 issues de la littérature, un coût moyen pondéré du capital (WACC) de 8 %, et des demandes estimées pour l'électricité (1813 TWh), l'eau et le gaz.
Description du graphique (basée sur une sortie typique du modèle) : Un graphique de sortie clé montrerait le mix de production électrique horaire pour une année représentative dans le Scénario Intégré (4). Le graphique en aires empilées aurait le temps (heures) en abscisse et la puissance (GW) en ordonnée. Les couches représenteraient : Le solaire photovoltaïque (montrant de forts cycles diurnes), L'énergie éolienne (plus variable, jour et nuit), L'hydroélectricité (agissant comme une base/balancier flexible, comblant les creux lorsque le solaire et l'éolien sont faibles), et de fines couches pour la biomasse/géothermie. La ligne supérieure représente la demande totale, incluant la consommation directe et les charges pour le PtG/dessalement. Le graphique démontrerait visuellement comment le dispatch hydroélectrique et les charges couplées (PtG/Dessal) « écrêtent » les pics de surplus d'EnR variables et comblent les creux de déficit, assurant un équilibre constant.
Cas : Évaluation de la centralisation du réseau vs. l'intégration sectorielle
Cadre : Une matrice d'analyse à deux axes peut être utilisée pour comparer les quatre scénarios.
Positionnement des scénarios :
Analyse : Se déplacer vers la droite (meilleur réseau) réduit le LCOE. Se déplacer vers le haut (ajout de secteurs) réduit le coût total du système et augmente la résilience. La conception optimale du système (Scénario 4) nécessite des investissements à la fois dans les infrastructures de transmission et dans les technologies de couplage intersectoriel.
Idée centrale : Cette étude n'est pas seulement une vérification de faisabilité ; c'est un plan pour valoriser l'atout patrimonial unique de l'Amérique du Sud – l'hydroélectricité massive – comme pierre angulaire d'un réseau renouvelable de nouvelle génération, couplé aux secteurs. La véritable avancée est de recadrer l'hydroélectricité d'un simple générateur à la batterie virtuelle formatrice de réseau principale du continent, réduisant drastiquement le besoin de stockage nouveau et coûteux et permettant une pénétration profonde du solaire et de l'éolien.
Enchaînement logique : L'argument est convaincant : 1) Le risque climatique rend les systèmes dominés par l'hydroélectricité peu fiables. 2) La région dispose de ressources solaires/éoliennes de classe mondiale. 3) Le problème est l'intermittence. 4) Solution : Utiliser les réservoirs hydroélectriques existants pour le stockage, pas seulement la production. 5) Bonus : Utiliser l'électricité renouvelable excédentaire pour produire du carburant vert et de l'eau, créant un système énergie-eau circulaire. La logique allant du problème à la solution intégrée est cohérente et répond simultanément aux besoins économiques, techniques et d'adaptation climatique.
Points forts & Faiblesses : La force du modèle est son approche holistique, horaire, d'optimisation des coûts et l'intégration novatrice du PtG/dessalement – un pas au-delà de la plupart des études 100 % EnR qui se concentrent uniquement sur l'électricité. Cependant, l'analyse présente des points faibles notables. Le WACC de 8 % est optimiste pour les marchés émergents ; une analyse de sensibilité avec des taux plus élevés (par ex., 10-12 %) est cruciale. La faisabilité politique et réglementaire d'un super-réseau HVDC à l'échelle continentale est l'éléphant dans la pièce, éludé par le modèle technico-économique. De plus, bien qu'utiliser l'hydroélectricité comme stockage soit ingénieux, cela peut entrer en conflit avec les droits d'eau existants, la gestion des crues et les mandats écologiques – un défi d'optimisation multi-objectif à peine abordé. L'étude, comme beaucoup dans le domaine (par ex., les plans 100 % EnR de Jacobson et al. pour les États-Unis), excelle dans le potentiel technique mais nécessite des études d'accompagnement robustes sur la gouvernance, le financement et l'acceptation sociale.
Perspectives actionnables : Pour les décideurs politiques et les services publics de la région, les priorités devraient être : 1) Moderniser la gouvernance de l'hydroélectricité : Commencer à réformer dès maintenant les règles des marchés de l'eau et de l'énergie pour permettre aux centrales hydroélectriques de fonctionner de manière flexible pour les services système, pas seulement pour la production en vrac. 2) Piloter le couplage sectoriel : L'industrie minière chilienne (ayant besoin d'eau et d'électricité) ou les pôles industriels brésiliens sont des terrains d'essai parfaits pour les projets PtG/dessalement. 3) Planifier stratégiquement les corridors de réseau : Au lieu d'un réseau continental complet, se concentrer sur des corridors bilatéraux clés (par ex., Brésil-Uruguay-Argentine pour l'éolien) qui construisent la confiance et démontrent les bénéfices. 4) Tester la résistance avec des finances réelles : Exécuter le modèle avec des coûts de financement ajustés au risque, spécifiques à la région, pour obtenir une image réaliste du CAPEX. L'étude fournit la vision technique ; l'étape suivante est de construire l'architecture politique et financière pour la concrétiser.