À Dakhla, une simulation consacrée à l’alimentation électrique autonome d’un quartier résidentiel fait ressortir le potentiel d’un système combinant solaire, éolien, hydrogène et gaz naturel. Selon une étude publiée le 20 septembre dans le Journal of Cleaner Production, l’architecture intégrant les deux sources renouvelables permettrait d’atteindre 70,25 % d’électricité renouvelable, tout en limitant la contribution du moteur au gaz à 15,99 %.

L’étude compare trois configurations soumises aux mêmes conditions horaires. Elle met notamment en avant la complémentarité entre les ressources solaire et éolienne, qui permettrait d’augmenter la part des renouvelables tout en maintenant une alimentation électrique disponible malgré leur caractère intermittent.

Une chaîne combinant solaire, éolien et hydrogène

La configuration étudiée repose sur plusieurs équipements associés au sein d’un même système : des panneaux photovoltaïques, une éolienne de 600 kW, un électrolyseur alcalin de 500 kW, un stockage d’hydrogène comprimé à 200 bars, une pile à combustible de 420 kW et un moteur fonctionnant au gaz naturel.

Le principe consiste à utiliser les excédents de production solaire ou éolienne pour alimenter l’électrolyseur. L’électricité permet alors de produire de l’hydrogène, qui peut être stocké avant d’être reconverti en électricité grâce à la pile à combustible lorsque la production renouvelable ne suffit plus à couvrir la demande.

Parmi les trois architectures analysées, celle associant solaire et éolien se distingue par une meilleure stabilité des réserves d’hydrogène et par une moindre dépendance à la production thermique.

Près de 148 500 tonnes de CO₂ évitées sur vingt ans

Selon les résultats de la modélisation, cette configuration permettrait d’éviter environ 148 500 tonnes de CO₂ sur vingt ans par rapport au scénario de référence retenu par les chercheurs.

Le moteur au gaz conserve néanmoins un rôle d’appoint. Il intervient lorsque la production renouvelable et l’énergie stockée ne permettent plus de répondre à la demande. Le modèle impose par ailleurs que le risque de déficit d’électricité reste inférieur à 0,5 %.

Avec 70,25 % de production renouvelable et 15,99 % de production assurée par le gaz, l’architecture solaire-éolienne-hydrogène-gaz présente ainsi le meilleur profil d’exploitation parmi les trois variantes étudiées selon les critères retenus.

Le coût de l’électricité reste un facteur déterminant

L’étude montre toutefois que la configuration présentant la plus forte pénétration des renouvelables n’est pas automatiquement celle affichant le coût de production le plus faible.

Dans le scénario initial, le système associant solaire, hydrogène et gaz, sans éolien, affiche un coût de 0,0362 dollar par kWh avant prise en compte des mesures financières. L’intégration de l’éolien permet en revanche d’augmenter la part des renouvelables, de réduire le recours au gaz et d’améliorer la régularité du stockage.

Les résultats font ainsi apparaître un arbitrage entre le coût immédiat du kilowattheure, le niveau de pénétration des énergies renouvelables et la continuité de l’approvisionnement.

Le financement peut réduire fortement le coût du kilowattheure

Les écarts entre les différentes configurations évoluent lorsque les conditions de financement sont améliorées. Selon l’étude, la combinaison de dette concessionnelle, de garanties souveraines, de contrats standardisés d’achat d’électricité, de procédures administratives simplifiées et d’une indexation monétaire partielle pourrait faire passer le coût moyen pondéré du capital après impôts de 9,6 % à 6,6 %.

Dans ce scénario, le coût actualisé de l’électricité reculerait de 19 à 23 % selon l’architecture retenue. Il atteindrait ainsi 0,026 dollar/kWh pour la configuration éolien-hydrogène-gaz, 0,032 dollar/kWh pour le système solaire-éolien-hydrogène-gaz et 0,027 dollar/kWh pour le scénario solaire-hydrogène-gaz.

Ces résultats montrent que la compétitivité d’un système hybride ne dépend pas uniquement du prix des équipements. Le coût du financement constitue également un paramètre déterminant pour l’équilibre économique d’une installation combinant production renouvelable et stockage.

Dakhla bénéficie d’une forte complémentarité entre soleil et vent

Le choix de Dakhla pour cette simulation repose notamment sur ses conditions naturelles. La ville bénéficie d’environ 3 000 heures d’ensoleillement par an et de vents moyens proches de 35 km/h, auxquels s’ajoutent d’importantes surfaces planes et accessibles.

La combinaison des deux ressources permettrait de mieux répartir la production au cours du temps qu’une configuration reposant sur une seule source renouvelable. Lorsque la production solaire diminue, l’éolien peut prendre davantage le relais, tandis que les surplus peuvent être utilisés pour produire et stocker de l’hydrogène.

Cette complémentarité explique la part renouvelable élevée obtenue par la configuration associant photovoltaïque et éolien.

Une simulation, et non un projet de centrale

Les résultats présentés correspondent à une modélisation technico-économique appliquée au cas de Dakhla. Ils ne signifient pas qu’une centrale correspondant à cette configuration a été décidée ou qu’un projet de construction est actuellement engagé.

L’intérêt de l’étude réside plutôt dans l’évaluation d’une chaîne énergétique complète combinant production solaire et éolienne, électrolyse, stockage d’hydrogène, pile à combustible et appoint au gaz.

Avec une part renouvelable simulée de 70,25 %, un recours au gaz limité à 15,99 % et près de 148 500 tonnes de CO₂ potentiellement évitées sur vingt ans, les résultats mettent en évidence le rôle que pourrait jouer la complémentarité entre le soleil et le vent à Dakhla, à condition que les infrastructures et leur financement puissent être réunis dans des conditions économiquement adaptées.