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Le stockage d'énergie en appui aux énergies renouvelables (Jean-Luc Legoupil)

12 février 2017 ParisTech Book
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Notre consommation d’énergie dépend pour beaucoup des combustibles fossiles. Compte tenu du caractère fini des réserves (un ou deux siècles), leur remplacement à terme est donc à prévoir dans tous les cas, indépendamment des craintes suscitées par l’influence du CO2 sur l’évolution du climat. Il sera utile, à terme, de préserver le carbone fossile pour ses usages non substituables facilement, comme le carburant pour avions ou la production de matières premières telles que l’acier et les produits de la pétrochimie et de la carbochimie. Le débat est donc de convenir du rythme des transitions, du choix des solutions technologiques « déjà prêtes » pour ce qui doit être investi à court terme, des orientations et de l’ampleur de la R&D industrielle pour la part qui devra attendre de meilleures solutions.

On rappelle que la consommation finale d’énergie en France se répartit ainsi :

Consommation d'énergie finale (en tep)

Fossiles charbon + pétrole + gaz

Électricité

ENR thermiques

Total

Agriculture, industrie (dont sidérurgie)

20,7

10,7

2

33,5

Résidentiel, tertiaire

32

25

10,7

67,7

Transports

44,8

1,1

3

48,8

Total

97,5

36,8

15,7

150

 

La consommation d’énergie finale en France est donc environ 2/3 d’origine fossile et un quart d’origine électrique. L’énergie électrique elle-même est principalement nucléaire (75 à 80%) et hydro-électrique (15%) : l’éolien et le photovoltaïque représentent en tout moins de 5% de l’électricité produite, et les centrales fossiles (gaz) moins de 5% également. Pour l’essentiel, le nucléaire fournit la base de la puissance instantanée et de l’énergie produite, et les variations de consommation – et de production d’éolien – sont régulées par l’appoint de l’hydroélectricité et, à la marge, par les centrales à gaz. Le réseau français contribue aussi, en exportant les excédents disponibles, à réguler en partie les systèmes électriques de ses voisins et, en retour, fait appel à eux pour quelques jours par an de pointe de consommation.

Pour réduire la consommation de combustibles fossiles en France (et les émissions de CO2), il faut donc s’attaquer non pas à la production d’électricité, qui n’en consomme guère, mais aux postes vraiment concernés : transport, industries, chauffage résidentiel et tertiaire, et agriculture.

La disparition à terme des combustibles fossiles devra donc être graduellement suppléée par des économies d’énergie, des transferts vers les combustibles d’origine biomasse et vers l’électricité. Pour les économies, les investissements en isolation thermique devront être incités plus vigoureusement qu’aujourd’hui, notamment pour les propriétaires non-résidents – qui n’y ont guère d’intérêt – et les chauffages d’appoint solaires être développés (chauffe-eau à eau tiède).

Des transferts vers la biomasse seront effectués mais n’y suffiront pas de très loin, compte tenu du rythme de renouvellement du gisement bois et des limites – maintenant reconnues – à détourner une partie des surfaces cultivables vers des usages non alimentaires. Donc bois, cultures marines, oléagineux et alcools de deuxième génération ne contribueront que bien en-deçà des besoins.

Il faudra par conséquent transférer une partie de ces consommations de combustibles fossiles vers l’usage d’électricité : automobiles, camions, autocars et deux roues électriques pour les transports, pompes à chaleur eau-eau (PAC) pour le chauffage pour citer des postes significatifs.

Les économies potentielles sur la consommation électrique actuelle (éclairage à diodes LED,  appareils domestiques, téléviseurs et ordinateurs plus sobres, chauffage par PAC au lieu de radiateurs électriques) restent encore bien faibles au regard de ces nouveaux usages de substitution d’énergie fossile.

Pour toutes ces raisons, auxquelles s’ajoute l’augmentation prévue de la population, il faudrait donc anticiper, dans une perspective de disparition à terme du recours aux combustibles fossiles, une augmentation nette de consommation d’électricité. Les besoins pourraient doubler, voire plus, selon les volumes du tableau ci-dessus…

Cette mutation créerait de plus un besoin de stockage mobile d’énergie en remplacement du pétrole (batteries, voire carburant synthétique) pour les véhicules de transport, dans un futur à définir.

Pourquoi parler du stockage d’électricité pour le réseau ? Parce que si nous devions un jour réduire nos capacités en électricité nucléaire, il faudrait les remplacer par des énergies renouvelables qui, aujourd’hui, requièrent une consommation significative d’énergie fossile : en effet, les taux de fonctionnement en France des éoliennes (21%) et des cellules photovoltaïques (13%) sont faibles alors qu’elles ont déjà priorité d’accès sur le réseau. Ce n’est pas une question de technologie, mais de nature des vents et de l’ensoleillement. De plus, leur production est aléatoire : elle n’a pas toujours lieu – en général – au moment où on en a besoin.

Le reste du temps, quand le renouvelable ne produit pas[1], il faut une capacité « stand-by » disponible et prête à démarrer rapidement, comme une centrale à gaz naturel. La seule technologie de stockage d’électricité (en toute rigueur, de « stockage d’énergie restituable en électricité ») de grande ampleur existant dans le monde est le barrage hydroélectrique exploité en pompage-turbinage (STEP), où l’eau est pompée pour absorber les excédents de production d’électricité, et ensuite « turbinée » pour restituer cette électricité à la demande. En France, les meilleurs sites hydroélectriques sont équipés et on voit mal de nouveaux projets de barrages recevoir l’assentiment de la population, sauf peut-être pour des petits réservoirs locaux. La capacité hydroélectrique des barrages de haute chute est déjà largement consacrée à la régulation des pointes et creux de consommation. Pour rendre viable le « tout-renouvelable » éolien ou solaire en France, il faudrait donc développer de nouveaux stockages massifs d’énergie restituable en électricité. On ne pourra guère compter plus qu’aujourd’hui sur nos voisins européens, qui auront le même problème que nous à régler, et souvent au même moment.

Le stockage peut être local, décentralisé au niveau du quartier voire de la maison, ou regroupé près des centres de production d’électricité. Le stockage local répondra au besoin d’absorber les variations de consommation, alors que le stockage près du lieu de production permettra de suppléer au caractère aléatoire et intermittent de l’énergie renouvelable solaire ou éolienne. Les capacités de transport du réseau électrique seront à renforcer très significativement (lignes haute tension et transformateurs) pour tenir compte de l’intermittence. Une combinaison optimum sera à trouver, selon les technologies qui émergeront.

En effet, pour renoncer aux centrales fossiles en « stand-by », les deux énergies renouvelables principales nécessiteront non seulement du stockage mais aussi une surcapacité en puissance installée pour « remplir » cette réserve de stockage. Avec les ratios d’intermittence observés en France, il faudrait une puissance installée solaire ou éolienne plus de dix fois supérieure à la puissance moyenne consommée, à énergie produite égale dans l’année, selon le tableau ci-dessous.

Ordres de grandeur Énergie renouvelable avec stockage associé, sans marge opérationnelle

Ratio d'utilisation possible en France

Puissance moyenne consommée

Rendement de conversion, stockage et restitution

Puissance installée avec régime idéal sans marge.

Puissance à installer avec régime typique

Éolien

20,1%

1

 

 

 

avec batteries ou STEP

 

 

70%

6,7

≈ 10

avec hydrogène

 

 

28%

15,2

≈ 23

Solaire

12,8%

1

 

 

 

avec batteries ou STEP

 

 

70%

10,7

≈ 16

avec hydrogène

 

 

28%

25,3

≈ 38

 

Les autres sources d’énergie électrique renouvelable de moindre importance, comme l’électricité marémotrice ou générée par la houle, qui restent cantonnées aux bords de mer sur des sites limités, sont aussi intermittentes. Certes l’intermittence plus prévisible de tels sources est certes meilleure pour la gestion des réseaux, mais elle en conserve les caractéristiques : un stockage est nécessaire, et une surcapacité à installer pour le remplir.

D’autre part, si on peut anticiper un certain foisonnement limité entre ces différentes productions, qui pourrait mutualiser l’usage effectif des capacités de stockages et des puissances installée, ces dimensionnements seront nécessaires pour éviter les scénarios de creux conjugués de production. Dans le cas contraire, on devra faire accepter un délestage autoritaire de temps en temps, lorsqu’un tel scénario se produit sur toute l’Europe !

 

Panorama des technologies de stockage existantes et futures possibles

L’hydroélectricité. Dans le monde, le stockage par barrage hydraulique en pompage-turbinage est la seule solution installée à grande échelle, avec plus de 100 GW répartis sur 400 sites. En France, où la puissance installée représente 4,940 MW, la plupart des unités ont été installées entre 1976 et 1985, dans des régions montagneuses (Alpes pour l’essentiel, mais aussi Massif central et Ardennes). Leur puissance de turbine va de 330 à 1790 kW. La durée de stockage va de trois à 40 heures.

Récemment a été développé un concept d’unités modulaires de 50 MW à installer le long des côtes pour pomper et turbiner de l’eau de mer vers un réservoir artificiel situé à proximité, plus haut dans les terres (STEM).

Et pour citer une innovation encore anecdotique pour l’instant : le stockage littoral par atoll artificiel fermé, où le réservoir central permettrait une dénivelée de 32 à 40 de mètres sous le niveau de la mer et une capacité (le volume d’eau) importante. Le dimensionnement serait semblable à celui du plus grand STEP français, celui de Grand-Maison, mais avec une chute d’eau 30 fois plus faible et un rendement complet sans doute moindre. Le rendement des STEP peut atteindre 80%, duquel il faut déduire les pertes de transport en haute tension car ceux-ci, pour des raisons géographiques d’implantation, sont souvent éloignés des centres de consommation.

Les autres technologies. Les batteries pour véhicules requièrent une forte densité de puissance et des rapports puissance/ capacité par unité de masse et puissance/volume élevés mais une durée de fonctionnement modeste en comparaison à des installations industrielles. Les avis divergent sur l’utilité de mettre à contribution les batteries du parc automobile. Bien que l’idée puisse paraître séduisante au premier abord, des études réalisées pour les constructeurs automobiles par les universités de Darmstadt et d’Aix-la-Chapelle pointent les handicaps techniques et économiques de modification d’usage des batteries conçues pour être embarquées dans les véhicules.

À l’inverse, les batteries pour réseaux peuvent s’accommoder de volumes et de masses conséquents mais doivent être à forte capacité et de faible coût.

Dans le monde, de nombreuses petites unités testent des technologies nouvelles ou confirmées pour adaptation aux réseaux de distribution.

On citera d’abord le stockage par batteries au plomb, au lithium, au sodium, au nickel, au zinc, au potassium, etc. L’énergie est généralement « stockée » dans une transformation chimique des électrodes solides et de l’électrolyte. Le rendement global électrique est plutôt bon (70 à 80%) mais le coût d’investissement augmente linéairement avec la capacité d’énergie stockée et la durée de vie (i.e. utilisation jusqu’à mi-capacité) de ces batteries fortement sollicitées étant d’environ 2000 cycles profonds de charge pour les meilleures (LiFePO4), elles doivent être remplacées – au moins - tous les dix ans, et tous les trois ans pour les moins chères (plomb).  La recherche est très active depuis des décennies mais les solutions industrielles exploitables à grande échelle pour un réseau restent à découvrir et à industrialiser.

Deuxième solution, le stockage par batteries à flux Redox (flow-cells), prometteuses pour les applications réseau et les maisons individuelles, car la capacité est stockée essentiellement dans l’électrolyte : pour augmenter la capacité, il « suffit » d’augmenter le volume de stockage des réservoirs. Leur longévité reste conditionnée par la tenue des membranes qui séparent les électrolytes, ce qui constitue leur principal point faible et fait l’objet de nombreuses recherches.

Trois, le stockage thermique par sels fondus dans une centrale solaire thermodynamique, qui permet de stocker et restituer en soirée la chaleur solaire emmagasinée en surplus le jour, pour alimenter en vapeur un groupe turbo-alternateur, avec un appoint de gaz naturel pour les heures de fin de nuit et d’aube. Il faut à la fois un fort ensoleillement et une source d’eau, pour l’appoint des turbines et le nettoyage des miroirs, ce qui restreint le choix des sites : il n’y en a guère de convenable en France, mais des prototypes sont installés en Espagne, en Californie et au Maroc. L’investissement est élevé et les solutions d’entretien restent à développer : diminution de la réflectivité des miroirs avec le temps, les tempêtes de sable et intempéries. La plus grosse unité espagnole de 150 MW produit une énergie de 160 MWh par an : l’équivalent de 1067 heures à puissance nominale, soit 12% du temps annuel. La question de l’intermittence et du stockage reste donc encore entière. En Californie, la réalisation d’Ivanpah démarrée en 2014 (2,2 milliards de dollars investis pour 377 MW installés) est en proie à des déboires économiques (elle n’a produit qu’à 67% de sa capacité nominale en 2015) et environnementaux (des milliers d’oiseaux sont tués par brûlure).

Quatre, le stockage par électrolyse d’hydrogène, et compression/transport/détente sur le lieu d’utilisation : le rendement complet d’électrolyse/accumulation/transport/restitution est encore trop faible (25 à 30%) pour représenter une solution viable, mais la recherche reste active, de même que celle relative aux piles à combustible (fuel cell). Celles-ci utilisent l’hydrogène stocké pour produire de l’électricité. La plus grosse unité (59 MW) a été construite et démarrée début 2016 par Fuelcell Energy (Conn. USA) et POSCO Energy en Corée du Sud : elle comprend aussi un convertisseur de gaz méthane en hydrogène (et gaz carbonique…) et contribue aussi au chauffage d’installations voisines.

Cinq, les super-condensateurs : capables d’un rendement de conversion complet supérieur à 90% et virtuellement inusables (environ un million de cycles de charge/décharge), ils sont aujourd’hui hors-course à cause de leur capacité beaucoup trop faible. Il manque encore plusieurs ordres de grandeur. Ils sont testés sur de petites unités de régulation, dans des stations de métro pour récupérer l’énergie de freinage des trains ou en complément de batteries, sur des durées de restitution de quelques secondes.

Six, le stockage mécanique par air comprimé dans des réservoirs soit souterrains, secs ou à déplacement d’aquifère, soit sous-marins ou lacustres à réservoirs flexibles isobares. De nombreuses expérimentations ont lieu, notamment aux États-Unis et en Allemagne, avec des durées de stockage ne dépassant pas quelques heures et des rendements de 40% jusqu’à – espère-t-on – 70% dans le futur pour les systèmes à conservation de chaleur (à 600°C).

Pour les batteries, on assiste à un bouillonnement d’idées, autour de grandes universités et de nouvelles sociétés créées pour développer et exploiter de nouvelles formules : au lithium pour Gigafactory Tesla/Panasonic (Nevada, démarrage prévu en 2017), pour les applications « voiture » dans un premier temps, au métal liquide pour Ambri (origine MIT, Massachusetts, date de démarrage plusieurs fois retardée depuis cinq ans), Aquion (origine Carnegie-Mellon, Pennsylvanie, en production), Faradion (Sheffield, Royaume Uni), et autour de nombreux projets de batteries à flux Redox.

Aucune de ces technologies de stockage n’est aujourd’hui capable de remplacer les centrales thermiques « stand-by » à un prix acceptable pour la société. Pour les batteries, la technologie la moins coûteuse en matériaux disponibles sur terre, la batterie plomb/acide sulfurique, bénéficie déjà de l’effet d’échelle d’une production de masse mais devrait être renouvelée (et recyclée) tous les trois ans, compte tenu des cycles de charge/décharge intensifs requis par l’intermittence. Les axes de recherches se concentrent donc sur des topologies moins onéreuses, utilisant des matériaux plus abondants sur terre, peu polluants et permettant d’améliorer la longévité des batteries.

 

Perspectives en France et dans le monde

Le besoin en capacité de stockage électrique ne se fera sentir que si les besoins électriques nouveaux – de substitution des combustibles fossiles – ne pouvaient être couverts par les capacités actuelles ou des économies, ou si le parc nucléaire actuel n’était pas renouvelé et renforcé, car les énergies électriques renouvelables sont intermittentes et aujourd’hui requièrent des centrales « stand-by » à combustible fossile, qu’il est souhaitable d’éviter dans le futur. Compte tenu de l’immaturité des technologies de stockage, il paraît aujourd’hui déraisonnable de se lancer dans des investissements massifs de stockage d’électricité sur le réseau ; la R&D doit donc trouver des solutions nouvelles, moins consommatrices en ressources minérales et plus « durables », i.e. s’usant moins vite.

Les pays à fort ensoleillement pourraient à moyen terme bénéficier de nouveaux progrès technologiques et de la poursuite de la chute du coût des panneaux photovoltaïques, qui consomment encore aujourd’hui beaucoup trop d’énergie et de substances rares dans leur fabrication. La technologie des éoliennes à 5 MW semble pour l’instant stabilisée, avec une production de masse dont les coûts devraient peu évoluer désormais. Ces énergies intermittentes pourront se développer dans les pays privés de nucléaire et d’hydroélectricité, dans la mesure où toute installation d’énergie renouvelable correspond à une substitution nette d’énergie fossile, et tant que la proportion de l’énergie intermittente produite reste minoritaire. Panneaux solaires et éoliennes rendent déjà de nombreux services pour des petites productions et usages locaux, pour pallier les faiblesses ou  l’absence de réseau, avec des stockages limités sur batteries, par exemple pour permettre la recharge des téléphones portables et le maintien des relais GSM.

Mais ces même pays devront encore compter sur l’énergie fossile pour leur développement économique, jusqu’à ce que les technologies de stockage soit fortement améliorées, tant sur leurs coûts d’investissement que pour leur durabilité. De plus, tant que le prix du baril restera en dessous de 100 dollars, il paraît peu vraisemblable que les petits pays les plus pauvres, sans nucléaire ni hydroélectricité, se lancent dans l’important surcoût du tout-renouvelable (surcapacité en puissance d’un facteur supérieur à dix et coût du stockage et de la distribution) et celle-ci restera donc encore longtemps pour eux une énergie d’appoint. Les enjeux de la COP21 se sont appuyés sur des montants financiers à engager mais les bases de coût et de technologies à utiliser – et leur faisabilité pour y arriver – en représentent le maillon faible.

*

 

Le développement de nouvelles solutions de stockage performantes, durables dans le temps, à haut rendement de conversion et peu consommatrices de matières premières rares est une condition indispensable à un basculement massif vers une part majoritaire –sinon totale- des énergies renouvelables solaires et éoliennes dans notre société. Pour ces nouveaux stockages, nous ne disposons aujourd’hui que de pistes en laboratoire, non confirmées en situation d’utilisation réelle, malgré les importants moyens de R&D mobilisés depuis plusieurs décennies. Peut-être faudra-t-il en mobiliser davantage ? Seule l’hydroélectricité avec STEP permet des stockages journaliers, éventuellement hebdomadaires, efficaces aujourd’hui.

Mais cela ne suffira pas : pour assurer une continuité du service électrique pendant les périodes nuageuses d’hiver, ou les semaines de calme anticyclonique, il faudra des capacités de stockage d’énergie de durées correspondantes. À titre d’illustration, pour cinq jours sans vent en hiver et si la moitié de la consommation française était assurée en éolien, il faudrait – sans électricité fossile stand-by – stocker, pour suppléer l’électricité éolienne correspondante manquante, environ 3 360 000 MWh. Soit l’équivalent de la charge de 5 milliards de batteries au plomb de grosses voitures actuelles, plus les unités de conversion pour raccordement au réseau. On parlerait donc d’une dépense initiale d’environ 75 000 euros avec un coût d’entretien d’environ 15 000 euros chaque année pour chacun des 20 millions de foyers fiscaux français, selon le prix de reprise des batteries en fin de vie pour recyclage, et le rythme d’usure. Et les batteries au plomb sont les moins chères et déjà fabriquées en grande série. Ou bien cela représenterait 34 fois la capacité totale des six principaux STEP hydrauliques français.

Nous ne savons donc pas le faire aujourd’hui, même à l’échelle d’un pays développé.

Les stockages à plusieurs jours ou semaines ne seraient peut-être envisageables dans le futur qu’avec la fabrication efficace d’un combustible synthétique, ou avec des batteries d’un genre nouveau, combinées avec des STEP supplémentaires. Pour les combustibles synthétiques (hydrogène ou méthane), les technologies développées depuis plus de 30 ans plafonnent à des rendements qui feraient « gaspiller » plus des deux tiers de l’énergie ainsi stockée et restituée. Quant aux batteries, leur usage massif à une telle échelle supposerait une diminution du prix et du coût « environnemental » (matières rares et produits polluants) de plusieurs fois le facteur dix.

En attendant, outre le développement des recherches et expérimentations pilotes, des sources d’énergie non renouvelable et disponible « à la demande », devront encore être investies pendant une ou plusieurs décennies, le temps de découvrir et valider les solutions 100% renouvelables réalisables à grande échelle.

 

 

 

 

 

[1]. Certes l’effet « foisonnement » existe, mais il est hélas très faible : les régimes de vents similaires s’étendent en Europe sur des plages de plusieurs centaines de kilomètres et les déperditions en ligne (transport de l’électricité des zones ventées aux zones calmes) diminuent encore plus cet effet. La périodicité est aussi longue, on peut avoir une période calme de 15 jours consécutifs, pendant lesquels il faut satisfaire la demande normale en électricité.




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