Des chercheurs du MIT dévoilent une nouvelle approche de modélisation pour la sélection de sites renouvelables.
Des données météorologiques haute résolution et des modèles de systèmes énergétiques peuvent identifier les emplacements optimaux pour les centrales éoliennes et solaires, selon une étude publiée dans Cell Reports Sustainability. L’étude a souligné l’importance de prendre en compte les variations locales de l’ensoleillement, des tendances des vents, de la demande énergétique et des caractéristiques géophysiques lors de la sélection des sites.
Augmenter la résolution spatiale des modèles de systèmes énergétiques peut aider à identifier des emplacements à coûts réduits qui atténuent les capacités de génération prévues. Historiquement, ces modèles s’appuient sur des données météorologiques avec une résolution de 30 à 100 km, agrégées dans de plus grandes villes et états. Cependant, une équipe du Massachusetts Institute of Technology introduit une approche échelonnée intégrant des modèles météorologiques et des systèmes énergétiques avec des données sub-10 km pour déterminer les sites les plus efficaces pour les installations renouvelables.
Les données météorologiques réduites prédisent les réductions de coûts les plus significatives, plus que les résolutions typiques au-delà de 30 km. L’étude a conclu que les plages idéales sont de 4-6 km pour l’éolien et de 14-50 km pour le solaire. À la connaissance des chercheurs, c’est la première étude à combiner des résolutions au kilomètre avec des entrées météorologiques et des modèles énergétiques couvrant plusieurs régions (Nouvelle-Angleterre, Texas et Californie).
Les planificateurs peuvent maximiser la variabilité naturelle de chaque région, comme l’approvisionnement en vent nocturne et la durée du coucher de soleil, en combinant les entrées d’optimisation météorologique et de système énergétique. La variabilité spatiale ajoute également de la valeur aux modèles climatiques et météorologiques existants, révélant des opportunités pour éviter les restrictions d’utilisation des terres et minimiser l’effet de traînée, la turbulence qui réduit l’aérodynamisme et la performance des turbines.
Turbines éoliennes au coucher de soleil. Image utilisée avec la permission de Pixabay/Markus Distelrath
Considérations de localisation pour les installations d’énergie renouvelable
La part des renouvelables dans le mix énergétique américain est en croissance, représentant aujourd’hui 21,4% de la production d’électricité à grande échelle (avec 10% provenant de l’éolien et 3,9% du solaire), selon les dernières données de l’Energy Information Administration. À mesure que de plus en plus d’États passent à une énergie décarbonisée à 100%, les réseaux régionaux américains s’appuieront sur l’éolien, le solaire et le stockage d’énergie pour répondre à la demande croissante.
La localisation de ces ressources dans des emplacements pertinents est cruciale pour maintenir des systèmes énergétiques adéquats en ressources.
L’étude du MIT a analysé trois opérateurs d’autorité d’équilibrage avec des climats et des caractéristiques géophysiques divers : l’Electric Reliability Council of Texas, l’ISO New England (ISO-NE) et la California ISO (CAISO). Dans ces régions, le placement éolien et solaire pourrait exploiter les motifs naturels de temps et de géographie pour réduire les coûts et correspondre à l’offre et à la demande de manière plus efficace.
Les modèles et résultats des chercheurs. Image utilisée avec la permission de Qiu et al.
Les variations régionales révèlent des opportunités
Les réseaux avec une forte part de renouvelables peuvent bénéficier des variations spatiales et temporelles du climat et de la météo, exploitant des emplacements à fort potentiel de génération et adaptant l’offre en fonction de la demande nette. Le cadre de modélisation du MIT s’est basé sur plusieurs modèles de systèmes énergétiques et les outils météorologiques de haute résolution du National Renewable Energy Laboratory, y compris des données à l’échelle du kilomètre provenant de la National Solar Radiation Database et du Wind Integration National Dataset.
Les chercheurs ont débloqué des aperçus uniques pour chaque région étudiée. Par exemple, ERCOT pourrait prioriser les parcs éoliens avec une forte production la nuit. L’étude a identifié des variations locales de l’approvisionnement en vent en après-midi, ce qui plaide pour le placement des installations le long de la côte sud-est de l’État pour couvrir la baisse de l’approvisionnement l’après-midi dans le nord-ouest.
Le cadre global des chercheurs, avec l’ISO-NE comme exemple. Image utilisée avec la permission de Qiu et al.
ERCOT a un potentiel éolien supérieur à l’ISO-NE et CAISO, en particulier la nuit. Cependant, le Texas dispose de moins d’heures d’ensoleillement, ainsi les planificateurs devraient prioriser l’ajout de capacité éolienne dans des zones qui peuvent compenser le déficit solaire en après-midi.
Pour l’ISO-NE, l’étude a modélisé un système énergétique totalement décarbonisé avec des parcs éoliens situés pour maximiser l’approvisionnement nocturne, ciblant de grandes anomalies spatiales dans les ressources de vent nocturne par rapport aux moyennes régionales.
Impact des restrictions d’utilisation des terres et de l’effet de traînée dans le système de l’ISO-NE. Image utilisée avec la permission de Qiu et al.
Des centrales solaires pourraient être construites plus au nord ou dispersées le long des emplacements est-ouest pour tirer parti de l’approvisionnement solaire au lever du soleil et des heures de coucher de soleil pour des durées plus longues. Cela réduit les pics de charge le soir lorsque la génération solaire diminue et que la demande augmente. Les chercheurs ont également trouvé un schéma similaire dans le système de l’CAISO.