Orienter la R&D vers le stockage d'électricité

Si on interompt le "grand carénage" en cours pour se concentrer sur la R&D du stockage à la place, ou en serons nous dans 10 ans ?

- la R&D des moyens de stockage court et moyen terme aura, au mieux, trouvé des solutions... qu'il nous faudra massivement construire ensuite (10 ans de plus pour passer de la R&D à un déployement massif au moins)
- il nous aura fallu mettre en place pléthore d'éolien et de solaire (malgré les blocages au niveau des autorisations d'implantation)
- et d'ici là, des centrales de production seront arrêtées par l'ASN puisqu'elles n'auront pas été mise à niveau

Bref, la proposition ne me semble pas vraiment.

Il me semble par contre préférable que :

- la R&D planche sur le problème du stockage inter-saison pour trouver des solutions économiquement viables (le power to gas nécessite, à date, des infrastructures lourdes)
- on expérimente des solutions de stockage court terme avec les solutions qui émergent actuellement
- le temps que le stockage devienne mature, on laisse EDF bâtir sa stratégie industrielle et étendre la durée de vie des centrales.

Dans tous les cas, il nous faudra 20 à 30 ans pour transformer notre mix en profondeur. D'ici là, il faudra bien produire de l'électricité au quotidien.

Si on prend l'exemple historique du Gaz de Ville à Paris, une compagnie anglaise s'installe en 1817 (et prend le nom de la Compagnie royale d'Éclairage par le Gaz) puis en 1818 installe le premier éclairage public, place du Carrousel, suivi en janvier 1819 par la rue de Rivoli.

Il est donc possible en quelques années d'installer une technologie innovante à grande échelle (pour rappel, une centrale nucléaire se construit en 10 ans)

Pour cela il est nécessaire de faire un plan pluriannuel d'investissement (PPE et finances) volontariste, massif et rapide. C'est justement la discussion du choix du mix. A titre d'exemple extrême, en voici un.

En 3 ans on pourrait installer plusieurs milliers d'éoliennes d'environ 6 à 8 MW (les plus puissantes aujourd'hui), soit a minima 6 GW l'équivalent de 6 réacteurs,(regarder : le cas de ferme éolienne de Roscoe (on-shore), début des années 2000, ou encore le projet London array, installé en 3 ans, off-shore). Avec un besoin de 60 GW, c'est trente ans à marche forcée vers le 100 % éolien (il est quand même nécessaire d'ajuster cela en fonction des facteurs de charges respectifs des deux filières; 20 à 30% pour l'éolien; 50 à 75 % pour le nucléaire).

Du point de vue du cout, il n'y a pas que le cout direct d'installation des parcs, il y a le cout de l'acceptation: comme cela c'est fait pour les centrales nucléaires, à grands renforts d'investissement autour des centrales (ne serait-ce que la rénovation des routes, par exemple 6 MEuros pour 1 km d'autoroute).

D'ailleurs, quelles ont été les valeur de ces "externalités" pour chacune des centrales françaises ?

Une analyse plus détaillée :
https://alaingrandjean.fr/2017/09/06/feuille-de-route-nucleaire/

Vous avez raison : le gros problème est celui du stockage massif de l'électricité. La solution aujourd'hui la plus efficace est celle des STEPS qui consiste à utiliser l'électricité en excès à un moment donné pour remonter de l'eau entre deux barrages superposés. Cette eau est ensuite turbinée pour fournir de l'électricité quand le réseau en manque. On peut ainsi envisager de remonter de l'eau de la mer dans des retenues perchées sur des falaises côtières. Mais regardons les ordres de grandeur : il faudrait stocker des quantités d'électricité de l'ordre du TWh, c'est à dire 1/2 journée de consommation d'hiver. Pour cela, un réservoir de 100mètres de largeur et 10 mètres de profondeur, perché sur une falaise de 100mètres de hauteur, devrait avoir une longueur de ... 4000km!
Les ordres de grandeur sont terribles !

4 000 km, je suis d'accord. Cela correspond à un volume (toujours avec 100x10) de 4 milliards de m3. C'est à dire le volume de la retenue d'eau à Grand Saut en Guyanne, ou encore 3 à 4 fois le volume de la retenue de Serre-Ponçon. Pour ce dernier, il produit en moyenne 720 GWh par an, mais s'il gardait son plein volume combien produirait-il ?
Son débit est de 300 m3/s, donc à 100% d'utilisation il peut turbiner près de 10 milliards de m3/an, avec une efficacité de 85%, une hauteur de chute de 123 m, il pourrait produire 3 TWh et non 0,72 TWh. Si l'on adopte ce même facteur 4 pour les barrages gérés par EDF, la production hydrau-électrique passerait de 65 TWh à plus de 250 TWh, près de la moitié de la consommation annuelle d'électricité. Bon, je suis d'accord, il faudrait un bon paquet d'éoliennes près des barrages... Mais encore une fois, la protection de l'environnement, et l’esthétisme des éoliennes sont des problèmes qui se règlent par l'éducation et la conviction.

Prenons Serre Ponçon, 300 m3/s, soit 10 milliards de m3/an. Avec 123 m de hauteur de chute, une efficacité de conversion de 85%, et 100% d'utilisation, c'est 3 TWh par an, soit 4 fois ce qu'il produit en moyenne (720 GWh). Avec un facteur 4, on passerait de 65 TWh de production annuelle hydrau-électrique à plus de 250 TWh, soit la moitié de notre consommation annuelle d'électricité.

Certes, cela demande beaucoup d'éoliennes de 8 GW...

Mais c'est à mettre en perspective des EPR de 3ème génération qui devraient être construits entre 2020 et 2030, et leur externalités négatives qui apparaitront en 2090, mes petits enfants les vivront.

Vous négligez dans ce raisonnement qu'il faut disposer du volume d'eau nécessaire à remonter dans le barrage. C'est pourquoi ce que l'on appelle les STEPS utilisent deux barrages superposés comme à Grand Maison. La limitation vient alors du volume de la retenue d'eau inférieure. c'est d'ailleurs pour cette raison que l'installation de El Hierro ne fonctionne pas comme espéré...

Les installations de l'ile d'El Hierro aux Canarie est un cas d'école intéressant avec environ 50% d'autonomie, mais qu'en est-il des coûts ?
Pour faire des choix réaliste, le citoyen aurait besoin de ces données, nous les avons rarement.
Récemment EDF a abandonné le projet hydrolien de Paimpol, pourquoi nous ne le savons pas.
Y aurait-il des choses à cacher ?
Michel

Ont été étudiées en 2013 par le JRC (Joint Research Centres de la Commission européenne) les possibilités de créer de nouvelles STEP en utilisant uniquement les barrages des centrales hydroélectriques existantes, barrages distants au maximum de 20 km, d'un volume minimum 100 000 m3, et possédant une différence d'altitude supérieure à 150 m. Il s'agit de la variante T1 de l'étude.
En France nous possédons 124 sites, avec un potentiel réalisable de stockage de 0,5 TWh (2,8 fois l'existant).
Mais cette étude a aussi chiffré, comme variante T2, les possibilités d'utiliser les sites des barrages existants, qui pourraient être associés à des stockages réduits à créer.
Ainsi, on arrive en France à 413 sites, avec un potentiel réalisable de stockage de 4 TWh (22 fois l'existant), stockage qui peut être renouvelé journellement à hebdomadairement, selon les caractéristiques du stockage et les besoins du réseau.
Ce potentiel maximum de stockage réalisable de 4 TWh représente quatre jours de production nucléaire, ce qui est considérable.
Nota : la totalité de l'article qui expose cette possibilité est ici : http://goo.gl/xu9Hcz

@Jean-Louis GABY :

Merci pour votre source ( https://ec.europa.eu/jrc/sites/jrcsh/files/jrc_20130503_assessment_europ... ), je l'ai lue avec beaucoup d'intérêt.

J'ai plusieurs remarques quant à ce travail de recherche :
- La méthodologie utilisée suppose -sans en évaluer ni la possibilité ni les impacts- que les barrages existants qui seraient reconvertis en STEP peuvent être vidés et remplis entièrement au rythme du stockage (~tous les quelques jours). Des maigres connaissances que j'ai, j'ai comme l'impression qu'il y a là un biais énorme dans l'analyse (quid des conflit d'usages, quid de la stabilité géologique, quid de la fatigue mécanique des retenues...).
- La méthodologie ne fait la recherche de possibilité de STEP qu'à partir des données topologiques et géographiques. La base de données de sites "possibles" est donc un point de départ intéressant d'un travail de réflexion : pour aller plus loin, il faudra pousser l'étude jusqu'à la faisabilité technico-économique pour un échantillon de sites. Cela permettra, en extrapolant sur l'ensemble des résultats, d'évaluer véritablement les capacités de stockage réellement réalisables.
=> Rien qu'en prenant en compte ces deux points, il y a fort à parier que les stockages réalisables soient grandement réduit... et il faudra ensuite introduire ce qui risque d'être le plus bloquant : la non-acceptabilité des projets (cf. Sivens !).

Pouce ce qui est des coûts, ils me semblent absolument énormes :
- dans le scénario T2, avec ~400sites à plus de 15km des barrage (entre 10 et 20km, en ligne droite), c'est au moins 6000km de conduite forcée qu'il faut construire, sur des tracés escarpés! Chaque km de conduite coutant plusieurs millions* cela représenterait des dizaines de milliards. Si on ajoute le coût des barrages, des installations de pompage, des lignes haute-tension, l'entretient de tout le bazar et les 25% de perte du stockage, c'est un projet bien cher pour assurer juste 4jours de stockage (sans compter l'électrification de la mobilité).

=> A ce tarif, il semble plus efficace (en CO2 évité, investissements, impact sur l'environnement...) de construire quelques centaines (milliers?) de km de caloducs pour chauffer nos villes avec la chaleur perdue des centrales nucléaires.
https://www.connaissancedesenergies.org/sites/default/files/pdf-pt-vue/l...

*Cf., dans le document, le coût du caloduc Nogent-Paris (terrain plutôt plat) estimé à ~10million€/km.