La marche de l'Australie vers une énergie 100 % propre

Cet article a été initialement publié sur Canary Media et fait partie de la collaboration Climate Desk .

L’Australie s’est engagée sur une voie réaliste pour réaliser ce dont les militants pour le climat du monde entier rêvent depuis longtemps : faire fonctionner son réseau électrique entièrement à partir d’énergies renouvelables.

L' Australian Energy Market Operator supervise les marchés de l'électricité du pays. Le principal d'entre eux, le National Electricity Market, dessert environ 90 % des consommateurs, hors zones reculées et côte ouest. À son apogée, le système consomme 38 gigawatts d'électricité , soit plus que la consommation maximale de l'État de New York. Au cours des cinq dernières années, l'AEMO a rigoureusement étudié comment le pays, dont le parc de centrales à charbon vieillit et qui a interdit l'énergie nucléaire il y a des décennies, peut alimenter ce réseau uniquement grâce aux énergies renouvelables.

« Il ne s'agit pas d'une approche fanatique du climat », a déclaré Daniel Westerman, PDG d'AEMO, à Canary Media. « Nos vieilles centrales à charbon sont en train de tomber en panne ; elles sont mises hors service », a-t-il ajouté. « Elles sont remplacées par l'énergie la moins coûteuse, à savoir les énergies renouvelables, avec stockage et raccordement au réseau de transport. Nous aurons ainsi un peu de gaz pour la période de creux hivernal. C'est exactement ce qui se passe. »

Les efforts de l'Australie pourraient offrir une preuve de concept de la manière dont une nation dotée d'une économie dynamique et moderne peut rapidement faire passer son électricité des combustibles fossiles (principalement du charbon avec un peu de gaz) à l'éolien, au solaire, au stockage et à d'autres sources renouvelables comme l'hydroélectricité.

« Un approvisionnement 100 % renouvelable n'a rien d'impossible », a déclaré Jesse Jenkins, professeur à l'Université de Princeton qui a étudié les trajectoires de neutralité carbone aux États-Unis. « L'Australie a plus de chances d'y parvenir que presque partout ailleurs. »

Jusqu’à présent, les énergies renouvelables ont atteint environ 35 % de la production annuelle d’électricité, tandis que le charbon reste en tête avec 46 %, selon l’Agence internationale de l’énergie.

Cette transition étant principalement motivée par les forces du marché, plutôt que par une exigence législative ou réglementaire, Westerman ne peut affirmer avec certitude quand l'Australie atteindra la barre des 100 %. Il prévoit toutefois que 90 % de la production d'électricité au charbon australienne aura disparu d'ici 2035, et que le reste pourrait cesser plus tard dans la même décennie.

L'étape la plus urgente, cependant, sera le premier jour sans production de charbon dans le pays, ce qui pourrait arriver bien plus tôt en raison d'une combinaison de facteurs concurrentiels et de problèmes mécaniques survenant dans les centrales vieillissantes. C'est un événement historique que Westerman a déjà vécu : il a exploité le réseau électrique britannique en 2017, alors qu'il fonctionnait sans charbon pour la première fois depuis la révolution industrielle. La dernière centrale à charbon britannique a fermé sept ans plus tard, en 2024.

L'AEMO a clairement défini les besoins pour maintenir l'électricité lorsque l'énergie au charbon s'épuise, a-t-il déclaré. Il s'agit d'installer le matériel nécessaire dans le sol, notamment les machines peu esthétiques capables de maintenir un réseau stable en l'absence de gros générateurs alimentés aux combustibles fossiles.

« C'est désormais un problème physique plutôt qu'un défi intellectuel, un défi du genre "personne ne sait comment faire ça" », a déclaré Westerman. « Nous pouvons y faire face. »

Les perspectives de l’Australie en matière d’énergies renouvelables sont bonnes pour plusieurs raisons essentielles.

D'une part, il bénéficie d'avantages géographiques distincts, a souligné Jenkins : il s'étend sur un territoire ensoleillé et venteux, aussi grand que les États-Unis contigus, mais avec seulement 27 millions d'habitants à nourrir. (Les États-Unis en ont près de 13 fois plus.)

Cela présente également des avantages politiques. L'Australie dispose d'un marché national régissant le secteur de l'électricité, ce qui permet aux technologies de proliférer plus rapidement que dans des pays dotés d'une réglementation disparate (comme les États-Unis) ou de puissants monopoles d'électricité (également comme les États-Unis). De plus, l'Australie a évité le protectionnisme commercial des énergies propres à la manière américaine, ce qui permet aux importations chinoises bon marché d'être abondantes.

Le mois dernier, le marché national de l'électricité a atteint un plafond de plus de 77 % de production renouvelable sur une demi-heure, a déclaré Westerman. Les contraintes du réseau ont empêché ce chiffre d'être encore plus élevé. L'État d'Australie-Méridionale produit régulièrement plus d'électricité renouvelable qu'il n'en consomme, expédiant le surplus à ses voisins.

L'Australie ne excelle pas seulement dans les énergies renouvelables et les batteries de grande puissance. Quatre millions de foyers produisent de l'énergie solaire sur leurs toits ; il y a quelques semaines, ces foyers fournissaient temporairement 55 % de la demande sur le marché national de l'électricité, a déclaré Westerman.

« Les Australiens sont fascinés par l'énergie solaire sur les toits », a-t-il déclaré. « Nous affichons le taux de pénétration de l'énergie photovoltaïque sur les toits le plus élevé au monde, et c'est l'un des moteurs de notre transition énergétique. »

Westerman a souligné un obstacle technique majeur à l'atteinte de 100 % d'énergies renouvelables, et ce n'est pas ce à quoi beaucoup de gens s'attendent.

Le principal obstacle à la mise en place d'un système entièrement renouvelable est de construire des « machines rotatives sur le réseau qui ne produisent pas nécessairement d'électricité », a déclaré Westerman.

La masse tournante des générateurs des anciennes centrales à charbon fournissait des « services essentiels au système » au-delà des simples kilowattheures. Ces services sont peu connus du grand public, hormis les ingénieurs réseau, mais on les appelle maintien de tension, régulation de fréquence, inertie synchrone et puissance réactive. Westerman les décrit comme des « amortisseurs… pour résister aux secousses et perturbations que nous subissons constamment ».

« La conséquence de l’absence de sécurité du système, c’est l’Espagne et le Portugal », a-t-il déclaré, faisant référence aux pannes d’électricité nationales de ce printemps, attribuées à un manque de contrôle des niveaux de tension.

Si les centrales à charbon sont vouées à l'extinction, il faudra que quelque chose d'autre assume ces responsabilités. Les batteries peuvent reproduire certains services. Mais Westerman s'inquiète d'un service appelé courant de défaut , nécessaire au fonctionnement de la version à l'échelle du réseau des fusibles ou disjoncteurs qui protègent les équipements contre des problèmes tels que les courts-circuits.

Une solution consiste à construire des dispositifs appelés condensateurs synchrones, composés d'un bloc métallique rotatif capable de tourner sans combustion de combustible fossile. Cependant, la construction de nouvelles infrastructures à usage unique est coûteuse, surtout lorsque les marchés de l'énergie ne rémunèrent pas actuellement ce service de réseau à eux seuls.

Westerman a évoqué une autre option, largement absente du discours sur la décarbonation aux États-Unis : installer un embrayage sur les centrales à gaz existantes , sur l'arbre entre la turbine à combustible et le générateur en rotation. L'embrayage isole le générateur, lui permettant ainsi de continuer à tourner avec une légère surtension et sans combustion de combustibles fossiles. Cette approche permet également à la centrale à gaz de continuer à produire de l'électricité lors des journées « froides, sombres et calmes », décrites par Westerman, lorsque le parc d'énergies renouvelables est insuffisant. Ces centrales pourraient à terme passer aux biocarburants ou à l'hydrogène propre plutôt qu'au gaz fossile.

« [L'embrayage] est comme la technologie des années 1950 : c'est vraiment ennuyeux », a déclaré Westerman (« ennuyeux », pour les gestionnaires de réseau, est le plus bel éloge). « Le coût marginal de son installation est insignifiant comparé au coût de la centrale. »

L'entreprise SSS fabrique ces embrayages depuis des décennies. L'un d'eux est presque opérationnel dans l'État du Queensland, à la centrale à gaz de Townsville, que Siemens Energy transforme en ce qu'elle appelle un « stabilisateur de réseau rotatif hybride ». Siemens affirme que ce projet est la première conversion au monde d'une turbine à gaz de cette taille.

Cette modernisation a duré environ 18 mois et a nécessité le déplacement de certains composants auxiliaires à Townsville pour accueillir le nouvel embrayage . Ce n'est donc pas instantané, mais bien plus simple que la construction d'un nouveau condensateur synchrone de toutes pièces, et cela représente environ la moitié du coût, selon Siemens.

Certaines techniques innovantes de stockage longue durée fournissent également leur propre masse tournante. La start-up canadienne Hydrostor prévoit de lancer, au début de l'année prochaine, un projet entièrement autorisé et sous contrat à Broken Hill, une ville située au cœur de l'Outback de la Nouvelle-Galles du Sud.

Broken Hill a donné son nom à BHP, qui y a débuté comme mine d'argent en 1885 et est devenue l'une des plus grandes sociétés minières mondiales. Plus récemment, ce paysage désertique a été le théâtre des poursuites en voiture post-apocalyptiques de Mad Max 2. Aujourd'hui, environ 18 000 personnes y vivent, au bout d'une longue ligne reliant le réseau électrique.

Hydrostor renforcera l'alimentation électrique locale en creusant une cavité souterraine et en y comprimant de l'air ; la libération de l'air comprimé fait tourner une turbine pour régénérer jusqu'à 200 mégawatts pendant huit heures, servant la communauté si la connexion au réseau tombe en panne et expédiant sinon de l'énergie propre au réseau plus large.

Mais contrairement aux batteries, la technologie d'Hydrostor utilise des générateurs à l'ancienne et ses compresseurs contribuent à la rotation supplémentaire du métal.

« Nous avons un embrayage spécialement conçu pour la Nouvelle-Galles du Sud, car ils ont besoin d'inertie », a déclaré Jon Norman, PDG d'Hydrostor. « C'est tellement simple ; c'est comme les mêmes embrayages que sur une voiture standard. »

L'opérateur du réseau de transport Transgrid a lancé un appel d'offres afin de déterminer la meilleure façon d'assurer la sécurité du réseau de Broken Hill en cas d'exploitation hors réseau, a déclaré Norman. Cette analyse a retenu la proposition d'Hydrostor consistant à simplement insérer un embrayage lors de l'installation de ses machines.

Le projet doit encore être construit, mais si les technologies de stockage propres émergentes pouvaient intervenir pour assurer la sécurité du réseau, tout cela ne devrait pas provenir de centrales à gaz fantômes qui subsistent sur le réseau.

« C'est un sentiment différent [en Australie] : on y va, on y va, on y va, on y va en coach », a déclaré Audrey Zibelman, l'experte américaine en grilles qui dirigeait AEMO avant Westerman. « Quand on est déterminé à expliquer la meilleure façon de procéder, plutôt que d'expliquer pourquoi c'est difficile ou pourquoi ça ne marche pas, les solutions apparaissent. »