Réservoir de la centrale éolienne Gorona sur l’île espagnole d’El Hierro, aux Canaries, le 14 mars 2016. L’île produit toute son électricité à partir d’énergies renouvelables. (Image : Capture d’écran / YouTube)
Les projets d’autosuffisance énergétique basés sur l’énergie solaire et éolienne ont tous échoué jusqu’à présent. En d’autres termes, un remplacement véritablement écologique des combustibles fossiles échappe encore à la technologie actuelle. Lors d’une conférence donnée en novembre dernier un expert allemand a expliqué ce qui empêche l’énergie verte de devenir durable et rentable.
Peter Würdig, ingénieur diplômé en physique de l’Université technique de Berlin, a donné une conférence lors de l’événement EIKE (Institut européen pour le climat et l’énergie) les 25 et 26 novembre à Merseburg, en Allemagne.
Il a tiré une conclusion affligeante sur l’échec de trois essais sur le terrain visant à passer d’une dépendance totale au réseau à une autonomie énergétique totale. Selon Peter Würdig, qui était également candidat aux élections de 2022 en Basse-Saxe sous l’étiquette du parti de droite AfD (Alternative pour l’Allemagne), cette conclusion s’applique à chacun des essais.
« La théorie est la transition énergétique, c’est-à-dire l’idée que vous pouvez approvisionner un pays en énergie solaire et éolienne », a déclaré Peter Würdig, selon un rapport de l’édition allemande de The Epoch Times.
Cependant, l’un des problèmes majeurs auxquels les communautés dépendantes de l’énergie solaire et éolienne doivent faire face est la nature inconstante de ces ressources naturelles. Lorsque les vents ne soufflent pas ou que le temps est nuageux, les exploitants des centrales doivent trouver des moyens de stocker l’énergie produite pendant les périodes d’excédent, a expliqué Peter Würdig.
Selon lui, c’est là que les projets d’énergie verte actuels sont bloqués, étant donné qu’il n’existe actuellement aucun moyen de stocker de grandes quantités d’électricité pour les périodes de faible production, comme en hiver lorsque les jours sont plus courts.
De nombreux gouvernements nationaux et locaux encouragent les investissements des ménages et du secteur privé dans l’énergie solaire. Cela implique souvent des programmes dans lesquels les utilisateurs qui installent des panneaux photovoltaïques restent connectés au réseau communautaire et continuent de recourir aux méthodes traditionnelles de production d’électricité lorsque les systèmes solaires ne peuvent pas produire suffisamment d’électricité pour couvrir les besoins de la consommation.
Dans sa présentation, Peter Würdig a cité les trois options de stockage d’énergie les plus prometteuses actuellement disponibles. Les projets ont été testés sur trois îles différentes en Europe afin de démontrer l’aspect pratique de la transition à grande échelle des combustibles fossiles.
Cependant, aucun des projets n’a réussi à résoudre le problème du stockage de l’énergie à long terme.
Utsira Norvège
La première île sur laquelle Peter Würdig s’est penché est Utsira, en Norvège. Dès 2004, l’expérience sur le terrain visait à alimenter 10 foyers de l’île.
Diagramme montrant le système énergétique testé sur l’île norvégienne d’Utsira entre 2004 et 2006. (Image : Capture d’écran / YouTube)
Le projet s’appuyait sur l’énergie éolienne et un système de stockage à volant d’inertie chargé d’assurer la stabilité continue du réseau, complété par un réservoir d’hydrogène, une unité d’électrolyse, une pile à combustible et un moteur à hydrogène avec générateur.
Cependant, le projet n’a pas été rentable et la pile à combustible a dû être arrêtée au bout de six mois. En 2006, tous les autres composants ont été démantelés.
Pellworm Allemagne
Environ huit ans après la tentative sur Utsira, E.ON a fait une nouvelle tentative. En 2014, l’opérateur souhaitait approvisionner en autonomie les quelque 1 200 insulaires de l’île de Pellworm, située en Frise du Nord, au large de la côte nord de l’Allemagne.
L’entreprise a adopté une approche incluant des panneaux solaires, l’énergie éolienne, des installations de biogaz et de grandes batteries.
Cependant, si certains jours où les conditions étaient favorables n’ont pas connu de défaillance, le système n’a pas fonctionné lorsque la météo et les besoins de consommation n’ont pas coopéré.
Selon un rapport de Die Welt, l’installation a produit une durée moyenne de panne comprise entre 14 et 43 minutes par jour.
Pour Peter Würdig, la possibilité de brèves coupures de courant peut être considérée comme tolérable selon les normes allemandes. Toutefois, l’essai sur le terrain de Pellworm suggère que la technologie a encore du chemin à parcourir avant que les coûts puissent être ramenés à un niveau raisonnable.
L’expérience a coûté 60 centimes d’euro par kilowattheure (kWh) d’énergie produite. À titre de comparaison, un kWh produit à partir de charbon de lignite ne coûte que 3 centimes.
Le complexe de la centrale lui-même a coûté 12 millions d’euros et est aujourd’hui « gaspillé », selon Peter Würdig, car les centrales ont été abandonnées, les conteneurs avec les unités de stockage ont été retirés et le terrain est transformé en une zone de promenade pour chiens.
La « Pellworm Smart Region » du nord-ouest de l’Allemagne. (Image : Capture d’écran / YouTube)
El Hierro, îles Canaries
Au tournant du millénaire, Javier Morales, alors vice-président de l’île d’El Hierro, dans l’ouest des Canaries, a lancé l’idée de réaliser un approvisionnement en énergie 100 % renouvelable, entièrement basé sur l’hydroélectricité.
Selon un rapport de « LaPalma1.net », environ 60 % seulement de l’énergie a été produite par l’énergie hydraulique, soutenue par un bassin de stockage. Les 40 % manquants ont dû être alimentés par une centrale diesel.
L’essai sur le terrain a été achevé en 2014, mais, rétrospectivement, les analyses montrent que le projet était voué à l’échec dès le départ. Début 2016, le prix du kWh sur l’île aurait été de 81 centimes, alors que, sur le continent espagnol, le prix était alors de 24 centimes.
Les coûts s’élevaient à près de 90 millions d’euros en 2019, et les coûts de suivi en cours pèsent encore lourdement sur les coûts de production des années suivantes. En plus de cela, le volume du réservoir aurait dû être cinq fois supérieur pour produire l’énergie souhaitée, alors que d’autres sources parlent de 20 fois, a noté Peter Würdig. Ces deux objectifs étaient géologiquement irréalisables pour l’île.
