Question n°191
Stockages d'électricité
, leMa question s'adresse au Maître d'ouvrage. A plusieurs reprises dans vos réponses aux interrogations sur la fiabilité d'un mix électrique faisant davantage appel aux renouvelables intermittents, vous avez affirmé :
"Le stockage de l'électricité à grande échelle est en train de devenir une réalité" industrielle. Donc, faisons l'inventaire des batteries, des STEP, du power-to-gas.
A notre connaissance les technologies des batteries sont en effet en train de connaitre de grands progrès. Mais l'ensemble des batteries existantes dans le monde pourrait stocker 8 heures de la consommation journalière française. Les batteries sont aujourd'hui opérationnelles pour des régulations quotidiennes.
Les STEP sont depuis longtemps opérationnelles en France. Elles sont capables de régler des problèmes à l'échelle de la journée ou de la semaine. Le maître d'ouvrage compte-t-il proposer d'ici 2025 de nouvelles STEP ? Il serait alors correct pour les territoires concernés de communiquer où et quand.
Enfin le Power-to-gas, seule technologie évoquée aujourd'hui pour l'intersaisonnier. Existe-t-il aujourd'hui en France ou ailleurs des pilotes permettant d'affirmer que d'ici 2025, voire 2025, cette technologie pourrait-être opérationnelle en France et répondre aux considérables besoins de puissance à stocker et déstocker et avec quels rendements et coûts ?
Une réponse claire et argumentée de votre part est essentielle pour éclairer le débat.
Nous vous remercions pour votre contribution sur le stockage et notamment les technologies de STEP et de « power-to-gas ».
Comme vous l’évoquez, les batteries connaissent actuellement des progrès technologiques significatifs, tirés principalement par l’électro-mobilité, qui se traduisent par d’importantes baisses de coûts. Les batteries peuvent également être utilisées dans le système électrique pour assurer des services systèmes ou du stockage infra-journalier.
Concernant les STEP (stations de transfert d'énergie par pompage), elles reposent sur le principe de pomper de l'eau pour la stocker dans des bassins d'accumulation lorsque la demande d'énergie est faible — c'est le pompage — afin de turbiner cette eau plus tard pour produire de l'électricité lorsque la demande est forte — c'est le turbinage
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 et 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 « power-to-gas » que vous évoquez, il consiste à transformer l’électricité en hydrogène par électrolyse de l’eau. 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.
Il paraît en effet possible d’injecter de petites quantités d’hydrogène directement dans les réseaux de gaz, mais au-delà d’un certain pourcentage injecté – qu’il conviendra de déterminer précisément – des questions de compatibilité techniques et/ou de sécurité se posent pour les réseaux, d’où la nécessité de transformer cet hydrogène en méthane de synthèse.
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.