Question n°649
Stockage de masse de l'électricité
, leTransition énergétique, 3 questions sur le “Stockage électrique de grande capacité » : complément indispensable des sources renouvelables.
1/ Existe-t-il une étude globale de dimensionnement du « système » consommation/distribution/stockage/production sécurisant à terme la disponibilité, la fiabilité et le coût de l’énergie électrique qui constitue un atout important de notre compétitivité ? Si oui, comment peut on y accéder ?
La transition énergétique va induire un emploi de plus en plus important du vecteur « électricité », d'autant plus que l'on voudra s'affranchir rapidement du pétrole, même si l'on encourage une réduction de la consommation (peu probable: informatique, transport, climatisation…véhicules électriques !).
L'adéquation production/consommation, la fiabilité du système et le maintien d'un prix concurrentiel de l’électricité nécessitent de prévoir de façon cohérente la réalisation des moyens nécessaires au plan de la production, du stockage et de la distribution.
Les moyens de production alternatifs aux “fossiles “ et au nucléaire sont largement débattues (étudiées, estimées, déployées) ; ils passionnent les opinions.
Au plan distribution, la modernisation et l’adaptation du réseau aux nouvelles sources de production sont bien analysées par les autorités et industriels compétents, mais le coût réel dans le temps est sans doute optimiste si l’analyse ne se finalise pas sur un modèle consommation / distribution /stockage / production défini.
Le traitement du stockage est longtemps resté dans un cercle restreint à l’exception des développements sur les batteries et les piles à combustibles grâce au marché des véhicules. Ce n’est que depuis le Ministère de Nicolas Hulot que l’on commence à médiatiser l’intérêt des STEP et de l’hydrogène pour le stockage des énergies intermittentes.
Les batteries, malgré les progrès réalisés, ne permettront pas dans le délai objectif de la transition énergétique de satisfaire la permanence de l’équilibre production / consommation. Ce n’est pas avec les batteries et leur couplage « smart grid » que l’on pourra,
- assurer le fonctionnement du trafic ferroviaire sur une période hivernale sans vent ni soleil,
- écouler les surproductions, d’autant moins que tous les pays voisins seront passés au renouvelable.
De plus, on sait que l’emploi des piles et batteries aura une limite du fait de la dépendance sur les métaux rares (Chine), de la durée de vie, de la capacité et du coût écologique de leur recyclage.
L’Allemagne qui a fait très tôt le choix de l’éolien + solaire a prévu des capacités de stockage importantes par des accords avec la Norvège pour l’utilisation de STEP de grande capacité et fermer ses centrales à charbon.
2/ STEP : existe t’il un plan de développement de STEP synchrone de la transition énergétique ? Est-on prêt à réviser les réglementations qui conduisent actuellement à empêcher tout déploiement d’envergure au titre de : « En France les capacités hydroélectriques sont déjà exploitées à 95 % » ?
L’objectivité voudrait que l’on ajoute : « du fait des réglementations que l’on s’est fixées nous-mêmes » ; il existe de nombreuses possibilités de sites de stockage en France (voir la réalisation de Vianden au Luxembourg qui vient de faire l’objet d’une extension) ? Un lac artificiel au pied d’un barrage a-t-il plus d’impact écologique qu’une ferme d’éoliennes ou de panneaux solaires ?
C’est une technologie parfaitement maîtrisée en France (Grandmaison, Rance …), offrant un rendement de 70 %, une activité industrielle non délocalisable, et une rentabilité prédictible sans risques.
Pourquoi ne pas clarifier rapidement la politique énergétique au plan de la gouvernance nationale et de part laissée aux industriels, alléger l’empilement des règles et ouvrir largement cette activité sous forme de concessions ?
3/Hydrogène:Y a-t-il un projet d’incitation au développement d’un couple stockage restitution basé sur la production par électrolyse d’hydrogène « brut » et restitution par combustion dans une machine thermique (turbine ou moteur adapté) ?
Pourquoi ne se focalise t on que sur les piles à combustibles, chères au kWh, qui nécessitent un hydrogène très pur donc coûteux et ne favorise t on pas le développement de la production par électrolyse d’un hydrogène « brut » pour restitution différée par machine thermique ? notamment pour remplacer les centrales d’appoint à fioul et charbon ?
Ce stockage au sol pour des installations fixes, sans contrainte de volume, pourrait se faire de façon économique à basse pression. On pourrait espérer un rendement de 40% qui resterait rentable lors des surproduction (aujourd’hui, il faut parfois payer pour écouler la surproduction). Quelques développements seraient à favoriser. pour adapter les machines à de l’hydrogène non raffiné
Nous vous remercions pour votre contribution qui vient nourrir notre réflexion pour la Programmation pluriannuelle de l’énergie.
Concernant la sécurité d’approvisionnement électrique
L’électricité ayant pour particularité de ne pas pouvoir être stockée en grande quantité de façon économique, la quantité d’électricité produite et injectée dans le réseau doit être égale à tout moment à la quantité d’électricité consommée. Si l’équilibre était rompu, il ne serait plus possible d’alimenter certains clients. Une telle coupure est perturbante et coûteuse pour l’économie du pays.
En tant que gestionnaire du réseau électrique, RTE est tenu d’assurer la sécurité d’approvisionnement et réalise à ce titre un bilan prévisionnel dont la dernière édition (2017) couvre les années 2018 à 2035.
Il est vrai que les énergies renouvelables développées à grande échelle nécessitent une adaptation des réseaux et une évolution des modes de gestion du système en nécessitant plus de flexibilité. Le Bilan Prévisionnel de RTE publié en 2017 montre qu’il est possible d’intégrer une part importante d’énergies renouvelables à cet horizon, jusqu’à 49 % dans le scénario Ampère, sans impact majeur sur le système électrique. A noter que les simulations de RTE prennent en compte les évolutions en cours des parcs électriques des pays européens avec lesquels le réseau français est interconnecté.
En outre, le retour d’expérience international réalisé par l’Agence internationale de l’énergie (AIE) sur la base de l’expérience des pays utilisant des sources d’énergies renouvelables non pilotables montre que l’intégration des énergies renouvelables non pilotables dans le système est déjà possible au moins jusqu’à 40 % d’intégration. Au fur et à mesure que leur place dans la production totale augmente, la gestion du réseau évolue pour en tenir compte. À de hauts niveaux d’intégration, le pilotage de la demande doit être actionné avec notamment des « compteurs intelligents », et d’autres formes de flexibilité comme le stockage, comme vous l’évoquez.
Certains pays vont d’ores et déjà au-delà de cette limite de 40%. Par exemple, depuis mai 2018, Eirgrid, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité irlandais, a repoussé sa limite de pénétration des ENR à 65 % (contre 50% auparavant). L’Irlande a pour objectif d’atteindre 70 % en 2019 et 75 % en 2020.
Concernant le développement des Stations de Transfert d'Énergie par Pompage (STEP)
La France est déjà équipée de STEP pour une puissance totale d'environ 5 GW. Leur capacité de stockage et leur flexibilité jouent un rôle essentiel pour assurer l'équilibre du système électrique et pour l'intégration des énergies renouvelables intermittentes.
Le potentiel hydroélectrique restant est limité par le taux d'équipement important déjà existant et par les enjeux de protection de l’environnement. Pour les STEP en particulier, seuls des sites présentant une configuration particulière peuvent être envisagés. Ces aménagements se caractérisent par des coûts de génie civil et de technologie électrique importants.
Il existe toutefois une marge de progression et d'optimisation du parc. Dans ce cadre, le Gouvernement soutient la réalisation de nouveaux investissements de développement des STEP.
Conformément aux objectifs définis dans la Programmation pluriannuelle de l'énergie de 2016, l’État a commencé des études sur les sites qui pourraient accueillir la construction ou l'optimisation d'une station de transfert d’énergie par pompage afin d’engager, d’ici 2023, des projets permettant de développer de 1 à 2 GW de capacités supplémentaires à l’horizon 2030.
Concernant le stockage par hydrogène
L'hydrogène est aujourd'hui majoritairement produit à partir de ressources d'origine fossile (gaz, charbon, hydrocarbures). L'hydrogène peut néanmoins être décarboné lorsqu'il est produit par le procédé d'électrolyse, à condition que l'électricité ayant servi à le produire soit elle-même décarbonée ou lorsqu'il est produit à partir de biométhane.
Ainsi, de l’électricité peut être utilisée pour produire de l’hydrogène par ce procédé d’électrolyse de l’eau. Cela transforme de l’électricité en gaz, énergie stockable dans un réservoir. Ensuite, l’hydrogène ainsi obtenu peut être utilisé directement ou injecté dans les réseaux de gaz existants, soit sous forme d’hydrogène, soit sous forme de méthane de synthèse après recombinaison de l’hydrogène avec du CO2 (par le procédé appelé « méthanation »). C’est ce qu’on appelle le « Power-to-gas ».
L'avantage des architectures « power-to-gas » réside à la fois dans la synergie créée entre les réseaux d'électricité et de gaz, et dans les multiples usages de l'hydrogène et du méthane de synthèse.
La conversion d'électricité d’origine renouvelable en gaz (power-to-gas) est généralement évoquée dans des situations où la production d'électricité renouvelable serait excédentaire par rapport à la consommation, afin de permettre une valorisation de l'électricité produite en surplus. Ces situations ne sont pas envisagées en France à grande échelle avant 2035 selon le scénario énergétique considéré. D’ici là, il convient de préparer le développement et l’intégration des différentes briques technologiques de la technologie « power-to-gas » et de permettre la réalisation de démonstrateurs de taille suffisante.
Il existe aujourd'hui deux démonstrateurs de ce type en France :
- l’un visant à tester le « power-to-gas » sur le réseau de distribution : il s’agit du projet GRHYD à Dunkerque ;
- L’autre vise à tester le « power-to-gas » sur le réseau de transport : il s’agit du projet JUPITER 1000 à Fos-sur-Mer.
L'objectif serait d'arriver à progressivement changer d'échelle à travers de nouveaux démonstrateurs de puissance supérieure au MW installé.
Concernant la possibilité d’utiliser l’hydrogène produit de façon décarbonée directement dans une centrale thermique, plutôt que d’utiliser cet hydrogène dans une pile à combustible ou de le transformer en méthane de synthèse pour l’utiliser dans une centrale thermique au gaz classique, ce procédé n’est aujourd’hui pas mature. Un tel projet de centrale existe au Japon. A date, des essais ont montré que les turbines ainsi développées pouvaient fonctionner avec un mélange contenant 30% d’hydrogène.
Nicolas Hulot, ministre d’État, ministre de la Transition écologique et solidaire, a présenté, le 1er juin 2018, devant les principaux acteurs de la filière son Plan de déploiement de l’hydrogène, que vous pouvez consulter sur le site du Ministère si vous souhaitez en savoir plus sur ses ambitions en matière d’hydrogène.