Marine Couderette - article partenaire Enedis
D'ici 2020, le gouvernement vise une augmentation de 20 % de la part des énergies renouvelables (EnR) dans la consommation énergétique du pays (contre environ 9 % aujourd'hui). La hausse de la production renforcera la problématique du stockage puisque ces énergies sont soumises à de grosses variations. Le vent ne souffle pas toujours avec la même intensité et le soleil n'est, par définition, pas disponible 24h/24. Il est donc nécessaire de pouvoir gérer le rapport entre l'énergie produite et la demande des consommateurs via le stockage. Pour ce faire, plusieurs techniques ont été élaborées.
Le laboratoire Promes d'Odeillo-Perpignan est un pionnier du solaire à concentration. Il a commencé à le développer dans les années 1980. Un champ de miroirs réflecteurs permet de capter les rayons du soleil et d'obtenir des températures assez élevées pour produire de l'électricité. La vapeur créée grâce à cette chaleur fait tourner un générateur électrique, tout comme une centrale thermique traditionnelle. Le surplus de chaleur produit en milieu de journée est stocké pour être utilisé lorsque le soleil fait défaut, notamment en fin de journée.
Cette solution de stockage de l'énergie solaire est mature au niveau industriel. « Sur une surface de désert équivalant à celle de l'Espagne, on pourrait produire toute l'électricité dont le monde a besoin », explique Xavier Py, chercheur au laboratoire Promes. Mais il existe quelques freins au développement du solaire thermodynamique. La fabrication et l'installation des champs de miroirs demandent notamment un investissement de départ conséquent.
De plus, ce système de stockage fonctionne avec des sels de nitrate fondus. Or, pour tenir les objectifs de la transition énergétique, « il faudrait vingt fois plus de sel que ce qui est produit aujourd'hui au Chili [le seul producteur mondial], d'autant plus qu'une grande partie de cette production est utilisée pour produire de l'engrais », constate le scientifique. Les recherches actuelles sont donc concentrées sur des techniques moins gourmandes en sels de nitrate ou sur un matériau pouvant remplacer cette matière première (des céramiques issues du traitement de déchets industriels en priorité).
La plateforme Myrte en Corse est le plus grand test en France de la filiale de stockage par hydrogène. L'électricité produite par les éoliennes et les panneaux solaires (la filiale hydrogène fonctionne aussi avec les autres EnR) est injectée dans un électrolyseur qui convertit l'électricité produite en hydrogène et en oxygène qui seront stockés, sous pression, dans des bombonnes. «
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L'énergie peut ensuite être utilisée sous forme de gaz ou alimenter une pile à combustible qui va restituer l'électricité.
Bien que le prototype de Myrte soit un pilote industriel qui fonctionne, son développement à l'échelle du pays est restreint. Selon le spécialiste :
L'une des options étudiées pour compenser les pertes énergétiques est d'utiliser la chaleur produite par la pile à combustible pour chauffer de l'eau ou des bâtiments.
A La Réunion, près de 36 % de l'électricité produite en 2015 a été générée à partir d'EnR. Les territoires insulaires sont encore plus dépendants de l'intermittence du renouvelable que la métropole. « Lorsque l'on injecte l'énergie issue du solaire ou de l'éolien directement sur le réseau, ce dernier est instable, car les habitants ne consomment pas forcément l'électricité au moment où le soleil est le plus fort par exemple », remarque Xavier Py. Afin d'assurer une stabilité au réseau, la quantité d'EnR pouvant y être injectée est limitée à 30 % en moyenne.
Le stockage devient alors primordial pour ne pas gaspiller l'énergie produite. Les batteries sont très utilisées mais présentent des contraintes importantes.
Des recherches sont en cours pour créer des batteries qui durent plus longtemps et polluent moins, notamment les batteries électrochimiques.
Depuis 2010, un système de stockage par batteries sodium-souffre (NaS) est testé à La Réunion dans le cadre du projet PEGASE. Il permet de corriger les chutes de production des parcs éoliens et photovoltaïques et de soutenir la fréquence du réseau en cas de besoin. Cette technologie est combinée avec un système de Météo France qui intègre les prévisions météorologiques pour anticiper les variations de production. EDF estime que le projet PEGASE, devrait permettre en 2016 de diviser par trois le nombre de jours de déconnexion des unités intermittentes et de réduire de 80% la perte d'électricité « fatale » (c'est-à-dire inutilisable).
Le CAES (Compressed Air Energy Storage) permet de stocker les énergies renouvelables via des cavernes souterraines. De l'air comprimé est stocké dans ces réservoirs pressurisés, puis détendu lorsque l'énergie doit être récupérée.
Deux sites sont opérationnels depuis plus de 30 ans dans le monde, celui d'Huntorf en Allemagne (290 MW) et de McIntosh aux Etats-Unis (110 MW). En France beaucoup de recherches portent sur cette technique. Notamment sur le CAES adiabatique, par ajout d'un sous stockage thermique. « Le rendement qui est actuellement de 50 % pourrait passer à 70 %, en récupérant la chaleur produite lors de la compression pour le restituer à la détente», constate Xavier Py.
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