Avec une forte intégration d'énergies éolienne et solaire dans le mix électrique belge, les variations de production posent des défis au réseau. Cette conférence d'experts d'EnergyVille explique comment élargir significativement la part des renouvelables sans compromettre la stabilité du réseau.
Les fluctuations de production éolienne et solaire peuvent perturber le réseau électrique. En été, par beau temps, les panneaux photovoltaïques (PV) génèrent un pic massif l'après-midi, risquant une surtension locale sur le réseau basse tension. Au-delà d'un certain seuil, l'injection doit être limitée pour éviter les dépassements. Une étude récente d'EnergyVille [1] quantifie ces seuils et propose des solutions économiques pour le réseau belge. Les surcharges locales basse tension, non couvertes ici, font l'objet du projet Bregilab.
Figure : Barres vertes : Part des renouvelables dans la consommation électrique belge selon capacités éolienne et solaire. Barres orange : Part inutilisable immédiatement. En 2016 : 3 GWc PV, 0,7 GW éolien offshore, 1,5 GW onshore (1re colonne) [1].
L'étude évalue des capacités réalistes [2,3,4,5] : jusqu'à 4 GW offshore (800-1000 éoliennes, dont 2,3 GW autorisés) et 5 GW onshore (moitié du potentiel belge). L'offshore se connecte en haute tension, l'onshore souvent en moyenne/basse.
Pour le PV, distinction résidentiel (basse tension, limité à 6 GW injectés, soit 1,5 kW/connexion, <30% simultanéité) et commercial. Avec 20 GWc PV (15 GWc basse tension, 5 GWc moyenne) + 9 GW éolien, 50% de la consommation belge est couverte par des renouvelables, sans batteries ni renforts majeurs. Limite d'injection : 0,4 kW/kWc protège le réseau ; 10% de production PV curtails (potentiel pour ECS). Surcoût max : 10% du coût PV.
Au-delà de 20 GWc PV (jusqu'à 60 GWc), limites d'injection plus strictes augmentent les pertes (>30%). Batteries (0,5 kWh/kWc tous les 10 GWc supplémentaires) limitent à 10-20%. Chargées en jour (excédent), déchargées la nuit.
De 20 à 50 GWc PV + 9 GW éolien + 1,5 kWh/kWc batteries : 70% renouvelables, sans gros renforts. Au-delà, gains marginaux dus à concurrence nocturne éolien-batteries.
Potentiel éolien validé [2-5]. PV : 70 GWc toits Flandre [6], >100 GWc Belgique ; 50 GWc = moitié des toits. Coûts : PV UAE 2,99 c$/kWh, éolien Maroc 3 c$/kWh (~2,6 c€) ; Belgique ~5-6 c€/kWh, comparable au marché.
Source : Bloomberg New Energy Finance, 2017. Le PV devient la source la moins chère.
Projet approuvé 2018 (SPF Économie) [8] : algorithmes avancés injection/batteries, optimisation implantation vs charge réseau, intégration VE/pompes à chaleur.
Éolien et PV domineront le mix belge. Phase 1 : 50% renouvelables rentables sans surcoûts réseau.
[1] M. Meuris et al., Prog Photovolt Res Appl. 2018 ; 1–13., DOI :10.1002/pip.3084
[2] Office fédéral du plan (https://www.plan.be). "Le système énergétique belge en 2050" (Oct 2014).
https://www.plan.be/publications/publication-1388-en-het+belgische+energ… (2014) [20 déc. 2017].
[3] Esch, L.V. et al., « Atlas des énergies renouvelables des communes flamandes », VITO, 2016.
[4] Infrax et al., « Capacité d'accueil production décentralisée Flandre 2011-2020 », 2012.
[5] Elia, « Scénarios électriques Belgique 2050 », nov. 2017.
[6] https://www.energiesparen.be/zonnekaart
[7] « Tendances mondiales investissements renouvelables 2017 », PNUE/Bloomberg.
[8] https://www.energyville.be/nieuws-events/groen-licht-voor-bregilab-proj…
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