Stocker l'électricité, une vraie révolution

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(Crédits : DR)
L'électricité est a priori non stockable, cela déterminait jusqu'à maintenant les technologies qui lui sont associées. Les politiques environnementales inversent la causalité: les technologies vertes imposent de stocker l'électricité. Avec des coûts élevés. Par Claude Crampes et Thomas-Olivier Léautier, TSE

A cause de la non-stockabilité de son produit, l'industrie électrique n'a pu se développer que par des investissements gigantesques en capacités fiables de production et de transport. Les politiques environnementales actuelles qui donnent la priorité aux ressources renouvelables intermittentes inversent l'ordre causal : ce n'est plus la non-stockabilité qui détermine les technologies, ce sont les technologies qui imposent la stockabilité.

Le temps et l'espace

Oublions les batteries des automobiles, les piles qui ne s'usent que si l'on s'en sert, et leur version moderne, les accumulateurs de nos appareils nomades de communication, oublions les stations de pompage et l'air comprimé. Pour l'essentiel, l'électricité est un produit non-stockable, ce qui a deux conséquences essentielles pour les opérateurs, l'une spatiale, l'autre temporelle.

Pour ce qui est de la géographie, puisque le produit n'admet pas de rupture de charge, les entrepreneurs du siècle passé ont dû installer un système de transmission de l'énergie reliant physiquement de façon continue les nœuds de production et les nœuds de consommation. Cette électrification à l'échelle nationale, voire continentale, fait du réseau électrique la plus grande machine jamais conçue par l'homme, avec une emprise spatiale qui pose de plus en plus de problèmes environnementaux. Ce sont donc les pylônes, transformateurs, câbles et fils qui ont permis aux ingénieurs de résoudre avec succès la dimension géographique du problème créé par la non-stockabilité.[1]

Le juste à temps, pain quotidien des électriciens

Qu'en est-il de sa dimension temporelle ? La méthode du juste-à-temps[2] qui fit fureur dans la construction automobile des années 1980, est le pain quotidien des électriciens depuis la naissance de leur industrie. La satisfaction de la demande pour une électricité qui n'est pas stockable a exigé d'empiler des capacités de production et des énergies primaires mobilisables avec des pas de temps dépendant des modèles de prévision disponibles, en particulier de prévision météorologique.

Pour l'essentiel donc, les problèmes temporels posés par la non-stockabilité du produit électricité ont été résolus par le stockage des facteurs servant à la produire : barrage + eau, réacteur + uranium, turbine à combustion + gaz naturel, centrale thermique à flamme + gaz ou charbon ou fioul. Les énergies primaires non stockables ont été au mieux intégrées au mix énergétique parce que bénéficiant d'une certaine régularité (centrales au fil de l'eau), au pire écartées de la solution technologique parce que trop coûteuses (éolien et solaire).

Stocker les excédents d'énergie

Avec les deux grandes peurs de ce début de siècle que sont le réchauffement climatique et l'accident nucléaire, cette organisation est entièrement remise en cause. Les gouvernements, qui réagissent aux sondages d'opinion plus qu'ils ne gouvernent, ne jurent plus que par les énergies renouvelables, essentiellement l'éolien et le solaire. Comme ces sources d'énergie dépendent de l'alternance des jours et des nuits, des cycles saisonniers et du régime des vents, si les consommateurs veulent disposer d'électricité hors des diktats de la nature, il faut trouver des moyens de stocker les excédents d'énergie pour les déstocker aux moments désirés.[3]

 Quatre grandes familles de technologies

Pour stocker de l'énergie électrique à grande échelle, il y a quatre grandes familles de technologies : [4]

* énergie mécanique (potentielle ou cinétique) : stockage gravitaire par pompage (Stations de Transfert d'Energie par Pompage, STEP), stockage par air comprimé (Compressed Air Energy Storage, CAES), volants d'inertie ;

* énergies électrochimique et électrostatique : batteries, condensateurs, superconducteurs ;

* énergies thermique et thermochimique : chaleur sensible ou chaleur latente, énergie par sorption ;[5]

* énergie chimique : hydrogène, méthanation, etc.

Ces technologies sont hétérogènes en termes de capacité, de débits, et de durée de décharge et recharge comme on peut le voir dans la figure ci-dessous.

Seules les STEP ont à l'heure actuelle atteint une taille suffisante pour jouer un rôle significatif dans l'équilibrage du système électrique, tant en soutirage qu'en injection. Dans les graphiques proposés par eco2mix, l'électricité utilisée pour faire remonter de l'eau dans les retenues d'altitude apparait en bleu sombre en dessous de l'axe horizontal (car elle n'est pas consommée hic et nunc). Le pompage est réalisé aux heures de faible demande, c'est-à-dire le week-end et, en semaine, la nuit. L'eau ainsi stockée en altitude est ensuite turbinée pour alimenter le réseau électrique aux heures de plus forte demande, comme le font les autres centrales hydroélectriques

Dans le système de marché actuel qui rémunère les centrales de production au MWh injecté dans le réseau, la rentabilité de cette technologie repose entièrement sur l'écart entre le prix d'achat de l'électricité utilisée pour pomper de l'eau et le prix de vente de cette électricité au moment de l'injection dans le réseau, sachant que la perte d'énergie entre les deux opérations est de l'ordre de 25%. Avec l'écrasement des prix provoqué par la production d'énergies éolienne et solaire, ce spread s'est fortement réduit. Les opérateurs et les investisseurs attendent beaucoup des mécanismes de rémunération de capacité qui se mettent en place dans plusieurs pays. Ils font aussi campagne pour obtenir une rémunération spécifique de la flexibilité des STEP, à la fois pour l'absorption des excédents de production et pour la compensation des insuffisances des autres technologies.[6]

 Plus de capacité, moins d'énergie primaire

Si les autorités maintiennent leurs ambitions en matière de sources d'énergie renouvelable, de fermeture de centrales thermiques émettrices de gaz à effet de serre et de polluants locaux, et de fermeture de centrales nucléaires honnies par une partie de la population, la nécessité de développer le stockage des énergies intermittentes va s'imposer. Il faut donc s'attendre à une augmentation des coûts car, s'il est vrai que ces énergies ont des coûts d'exploitation très faibles, leur transformation en électricité fiable exige des coûts en capacité très élevés.

Considérons un projet consistant à fournir 1kW de puissance en continu tout au long de la journée et examinons deux solutions extrêmes, l'une entièrement basée sur des turbines à gaz, l'autre uniquement avec des panneaux photovoltaïques. Avec une unité de production thermique, il suffit d'installer 1 kW de capacité, mais il faut acheter l'énergie primaire à brûler et payer pour le dommage environnemental dû à cette combustion.

Si nous voulons réaliser la même livraison avec des panneaux photovoltaïques, il faut installer 8 kW de capacité de production et 21 kW de capacité de stockage. En effet, sous nos latitudes, les panneaux PV produisent à pleine puissance environ 1000 heures par an, donc de l'ordre de un huitième des 8760 heures de l'année. Par conséquent, les trois heures d'ensoleillement quotidien à pleine capacité doivent produire de l'électricité pour toute la journée et il faut en emmagasiner suffisamment pour l'allouer aux 21 autres heures sans soleil. L'arbitrage est donc entre d'énormes capacités à installer (8+21 kW d'un côté, 1 de l'autre) et d'énormes quantités d'énergie primaire à économiser (avec des panneaux et des batteries dont on peut espérer 20 ans d'activité, il faut alimenter l'installation en gaz pendant 8760 h/an pendant 20 ans, soit 175 200 heures d'un côté, 0 de l'autre).[7]

Économies d'échelle

Ces gigantesques économies en énergies primaires polluantes sont très séduisantes. Mais elles pèsent d'un poids d'autant plus faible que le taux d'escompte, ou, si l'on préfère, le taux de préférence pour le présent, est élevé. Pour des décideurs myopes, les dépenses en capital d'aujourd'hui pèsent bien plus que les économies d'énergie de demain. Avec un taux d'escompte de l'ordre de 10%, les dépenses à réaliser au-delà d'une décennie sont négligeables. Pour que les énergies renouvelables s'imposent sans trop grever le budget des ménages, il est donc indispensable soit de faire baisser les taux d'escompte pour accroitre l'intérêt des économies d'énergies primaires à venir, soit de faire baisser très fortement le coût en capital des énergies intermittentes, dont notamment le coût du stockage. Soyons optimistes. Comme dans toutes les industries de masse, tirées par une demande en développement les technologies de stockage devraient voir le coût de leurs produits baisser grâce à des effets d'apprentissage et des économies d'échelle.

"Power to Gas"

L'amélioration de la performance des technologies de stockage doit permettre de mieux intégrer les sources d'énergie intermittentes dans le mix énergétique. Mais quelles technologies? Les sites disponibles pour les stations de pompage sont en nombre limité et leur rentabilité est loin d'être assurée dans le cadre marchand actuel. La production de batteries, tirée par l'automobile et l'habitat, nécessite des matériaux coûteux et des processus de production eux-mêmes polluants. Reste le «Power to Gas» dans lequel sont placés beaucoup d'espoirs. Il consiste à transformer les excédents électriques en hydrogène ou en méthane de synthèse qui, eux, sont stockables et transportables pour être utilisés dans diverses applications industrielles ou domestiques.[8]

Le gaz et l'électricité sont souvent concurrents. Quand ils sont partenaires, c'est pour brûler du gaz stockable et ainsi produire de l'électricité non stockable. Le «Power to Gas» inverse le processus. Les ingénieurs vont peut-être enfin vaincre le principal défaut de l'électricité, sa non stockabilité, et permettre aux technologies basées sur des énergies primaires elles-mêmes non stockables d'assurer leur place dans le mix énergétique sans avoir besoin d'être soutenues par des aides publiques.

Plus d'informations sur le blog de TSE

[1] En France, Réseau de Transport d'Electricité (RTE) est en charge de plus de 100 000 km de lignes aériennes à haute et très haute tension et le principal distributeur, ERDF, de 1,3 millions de km de lignes en haute et basse tensions (dont un peu moins du quart sont souterraines). Il faut leur ajouter les millions de km de câbles qui distribue l'électricité à l'intérieur des logements, bureaux et ateliers au-delà du compteur.

[2] Développée par Toyota et appelée aussi méthode des cinq zéros : en plus de zéro stock, il faut rechercher zéro délai (attendre les commandes avant de produire), zéro papier, zéro défaut et zéro panne.

[3] Nous ne revenons pas sur les autres solutions à combiner avec le stockage, traitées dans des billets précédents : prix spots dépendant de l'état de la nature, effacements de demande, foisonnement des technologies de consommation (par exemple gaz + électricité) et de production (par exemple corrélation négative de l'éolien et de l'ensoleillement), et multiplication des interconnexions.

[4] Nous utilisons ici des informations tirées de IFP Energies nouvelles (2012) « Le stockage massif de l'énergie » http://www.ifpenergiesnouvelles.fr/Espace-Decouverte/Les-cles-pour-comprendre/Le-stockage-massif-de-l-energie

[5] « Les systèmes de stockage de chaleur par sorption (SSCS) ouvrent de nouvelles perspectives dans l'exploitation de l'énergie solaire pour le chauffage des bâtiments résidentiels. En effet, ces systèmes sont très prometteurs dans la mesure où ils permettent un stockage de chaleur sur de longues périodes (le stockage est réalisé sous forme de potentiel chimique) et offrent des densités énergétiques importantes (jusqu'à 230 kWh/m3 de matériau en moyenne) en comparaison aux systèmes classiques comme le stockage par chaleur sensible (qui, pour le cas de l'eau, dispose d'une densité énergétique moyenne d'environ 81 kWh/m3 de matériau pour une variation de 70°C) et le stockage par chaleur latente (qui atteint des densités énergétiques de 90 kWh/m3 de matériau) » Extrait de P. Tatsidjodoung (2014) « Procédé de stockage d'énergie solaire thermique par adsorption pour le chauffage des bâtiments : Modélisation et simulation numérique », thèse Grenoble, https://tel.archives-ouvertes.fr/tel-01087383/document.

[6] Union Française de l'Electricité, http://ufe-electricite.fr/IMG/pdf/2013_01_21_step_methodologie_vf.pdf

[7] Il serait bien sûr plus efficace de combiner solaire et éolien, ce qui nécessiterait moins de capacité de stockage mais plus de capacité de production.

[8] Pour la France, voir le projet Jupiter 1000 piloté par le transporteur de gaz naturel GRTgaz : http://www.jupiter1000.com/

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Commentaires
a écrit le 29/08/2017 à 13:31 :
Bonjour, l'article est intéressant et parle notamment d'économies d'échelle. Avez vous connaissance des STEP géantes à économie d'échelle?

Une solution permettant de réduire le coût du stockage tout en rendant le pompage/turbinage possible y compris dans des zones non montagneuses. voici un lien:
https://www.youtube.com/watch?v=jJKpLER2Iio
a écrit le 22/05/2016 à 12:08 :
Vous avez totalement raison et la vrai question c'est comment il se fait que ces économistes se permettent de tels articles sans comprendre les réelles conséquences de ce dont ils parlent
Pour l'instant' il n'y a aucune solution de stockage qui permettent de se passer des énergies fossiles ou nucléaires pour assurer une production 100% renouvelables à un coût qui soit acceptables tant économiquement qu'ecoligiquement
Qui voudra de ces usines de stockage monstrueuses, coûteuses et nombreuses dans son environnement proche
A force de publier de tels articles on fait croire que c'est possible, on engage des investissements non rentables et on conduit le monde dans une impasse
Pour qui est alors le bénéfice ?
a écrit le 11/05/2016 à 15:19 :
Enfin un article qui aborde les vrais sujets à propose d'énergies renouvelables...

Mais j'y apporterais quelques bémols et précisions :

Tout d'abord, une question toute simple d'unités : si l'unité de puissance est le kW, l'unité d'énergie stockée est le kWh.
Quand vous écrivez :
"l'arbitrage est donc entre d'énormes capacités à installer (8+21 kW d'un côté, 1 de l'autre)", il faudrait plutôt écrire :
"l'arbitrage est donc entre d'énormes capacités à installer (8kW de production et 21 kWh de stockage d'un côté, 1kW de production de l'autre)"

Par ailleurs, vous ne tenez pas du toute compte de plusieurs facteurs, et notamment le rendement d'un cycle de conversion. Le rendement d'un cycle de conversion avec une STEP est de l'ordre de 80%, mais avec la pile à combustible, de seulement 30%.
Si on reprend votre exemple (irréaliste, mais qui sert bien d'illustration) d'un photovoltaïque qui produit à 100% de sa puissance pendant 3h tous les jours, et rien le reste du temps, il faut alors compter 21kWh restitués par le vecteur de stockage, soit 26.25 kWh produits dans le cas d'un stockage par STEP, et 70 kWh produit dans le cas d'un stockage par hydrogène.

Votre phrase devient donc, si on généralise le stockage par hydrogène :
"l'arbitrage est donc entre d'énormes capacités à installer (24.33kW de production et 21 kWh de stockage d'un côté, 1kW de production de l'autre)". Et vous oubliez d'ajouter aussi une centrale de conversion power to gaz de 23.33 kW de puissance installée, le tout en plus d'une centrale à gaz de puissance 1 kW.

Soit au total, des deux cotés, une centrale à gaz de puissance 1kW, mais avec en plus d'un des deux cotés :
- production renouvelable de capacité 24.33 kW
- conversion de capacité 23.33 kW
- stockage de 70 kWh après transformation.

Il suffit de regarder ces chiffres pour se rendre compte à quel point ce système est délirant. Notamment, le faible rendement sur un cycle de conversion de ce type de technologies le condamne totalement pour de la régularisation du réseau électrique. Je ne dis pas que cela ne peut pas être utile pour transformer des excédents de production renouvelable en énergie utilisable par des véhicules.

Mais alors se posera un autre problème... Si vous installez des moyens de production d'énergie qui produisent beaucoup pendant peu de temps, et pas quand on en a besoin, cela veut dire qu'il faut dimensionner vos usines de transformation "power to gaz" pour la puissance installée fatale, soit une puissance énorme, et qu'il faut que ces usines aient donc une capacité énorme, qui sera utilisé très peu de temps par jour. Est ce que cela est économiquement réaliste ? Je n'ai pas la réponse, mais je soupçonne que c'est une question qu'il faut se poser très rapidement avant de préconiser ce type de solution.
Et enfin, est ce que ces centrales de transformation "power to gaz" seront suffisamment souples pour pouvoir démarrer et s'arrêter brutalement à la demande ? Je n'ai pas non plus la réponse à cette question, mais il s'agit d'une condition 'sine qua non' pour pouvoir envisager ce type de procédé en couplage avec du photovoltaïque ou de l'éolien...
a écrit le 07/04/2016 à 22:21 :
Très bon article enfin approfondi et plutôt exhaustif sur ce sujet si important. A noter que l'efficacité énergétique et les réseaux intelligents permettent une économie d'énergie complémentaire notoire. Que les procédés de stockage évoluent en termes de rendement, de baisse des coûts et de quantités stockées. Les batteries de flux par exemple ont beaucoup de potentiel dans la multiplication de réseaux autonomes il n'est donc plus obligé de toujours raisonner en termes de grands réseaux peu efficients. Il en est de même pour le stockage d'air comprimé adiabatique (avec récupération de chaleur) type LightSail Energy. Voir les interventions de sa co-fondatrice Danielle Fong sur le sujet. Enfin pour les véhicules 2/4 places il arrive désormais des "véhicules électro-solaires" avec seulement 60 kg de batterie pour une autonomie de nuit de l'ordre de 500 km à plus de 106 km/h constants et plus de 830 km le jour à la même vitesse. Voir Sunrise Solar (Bochum univ) eVe Sunswift (UNSW Australie), Stella Solar Lux (Pays Bas) etc. dont les résultats sont homologués. Et la sortie prochaine de l'Immortus EVX solaire (Australie), une sorte de Tesla solaire !
Réponse de le 09/07/2017 à 10:09 :
à Energie+
A grand renfort de Pub, Tesla fait la promotion de stockage d'électricité avec accumulateurs ( en Australie) mais ces centrales ont une capacité ridiculement petite pour un prix exorbitant.
Pour les voitures électriques, ce n'est pas le rayon d'action (500km par exemple ) le problème. Le vrai problème est le temps qu'il faut pour faire le plein. Une voiture à essence le fait en deux minutes.Pour les voitures électriques il faut des heures!! La voiture ou l'avion solaire sont des curiosités technologique mais inutilisable en pratique
Quand les constructeurs décideront enfin de normaliser les dimensions des batteries afin qu'on puisse simplement échanger sa batterie vide contre une batterie pleine en quelques secondes, les voitures à essence ou diesel n'auront plus de raisons d'être.
Mais actuellement faire cet échange c'est de la science fiction. Le design des voiture le rend impossible et les stations services prévue pour couteraient bien trop chers.
Last but not least, l'électricité comme carburant,contrairement à l'essence ou le diesel, ne paye aucune accise ou taxe pour l'entretien des routes: c'est comme si avec votre voiture diesel vous rouliez au fuel domestique. C'est techniquement sans problème mais évidemment complètement illégal.
En conclusion la voiture électrique n'est actuellement rentable que grâce aux subsides direct ou indirect.

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