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Message d'alerte

Se débarrasser des centrales thermiques carbonées (gaz, charbon, pétrole) en multipliant les sources intermittentes éoliennes et photovoltaïque pose de gros problèmes : celles-ci sont fatales, celle-là sont pilotables et offrent leur service quand les autres n'en peuvent mais !

Il en est bien sûr de même si l'on veut se débarasser de l'électricité nucléaire, même très peu carbonée, elle…

Les propositions de la Transition Energétique font alors intervenir diverses possibilités, renouvelables, officiellement non polluantes, supposées répondre au problème : comment avoir de l'électricité lorsqu'il n'y a ni vent, ni soleil… pendant quelques heures, quelques jours… quelques semaines.

références : il existe une bibliographie assez importante concernant ce sujet. Cependant les techniques et les prix sont en évolution constante. Aussi il est bon de garder en mémoire que ce qui est vrai à un instant t ne l'est plus forcément quelques années plus tard.

Nous nous contenterons ici de présenter quelques grands traits de la demande et de l'offre du possible. On trouve un résumé facile d'accès, actuel, sur le site de Sauvons Le Climat

https://www.sauvonsleclimat.org/fr/base-documentaire/le-stockage-de-lelectricite-realites-et-perspectives

menant au document pdf

https://www.sauvonsleclimat.org/images/articles/pdf_files/etudes/2018-03_Georges_Sapy_Le_stockage_de_lelectricite_realites_et_perspectives.pdf

servant de source à notre présentation.

filière de stockage quantité de référence conditions de production prod. élect.
STEP 1 m3 eau chute de 400 m 1 kWh
CAES 1 m3 air 70 bars --> 20 bars 1,8 kWh
hydrogène 1 m3 H2 70 bars --> GCC 125 kWh
méthane (GN) 1 m3 CH4 70 bars --> GCC 475 kWh

contenu en électricité du contenu préalablement stocké sous la forme stockable

GCC : centrale Gaz Cycle Combiné

Prolégomènes

Il est nécessaire de bien préciser les besoins :

  • échelles de temps : stocker l'électricité des sources aléatoires et intermittentes sur quelques heures ? quelques jours ? quelques semaines ? ou plus (stockage intersaisonnier ?)
  • échelles de quantités : s'agit-il de besoin d'un paticulier, d'une petite entreprise, d'une ville ? d'une île ? … d'un pays disposant d'un réseau existant ?… éventuellement d'un continent.

Il est nécessaire de préciser les qualités du stockage :

  • le rendement du stockage (quelle quantité d'électricité récupère-t-on en fin de processus ?),
  • les coûts d'investissement et d'usage (tenant compte de la durée de vie),
  • l'impact sur l'environnement : émission de GES, nuisances, utilisation de l'espace… destruction d'autres activités,
  • densité énergétique (quantité stockable, volume et masse requises, tension de sortie…)

Etat des lieux

On entend souvent présenter le fait que les moyens techniques permettant de stocker l'électricité fatale pléthorique existent (sans compter que l'“on va en découvrir d'autres”). Par contre on ne vous présente que rarement les caractéristiques de ces moyens de stockage : à quelle échelle de temps, à quelle échelle de quantité ce moyen se rapporte-t-il ? quel est son coût ?

En réalité sauf pour les quelques kWh conservés dans les supercondensteurs (à très fort coût, mais permettant des décharges rapides), l'électricité ne se conserve pas. On stocke l'énergie qui lui est associée sous une autre forme physique, le processus étant complété par un retour vers l'électricité, lorsque le besoin s'en fait sentir, à la demande :

électricité ---> stockage  ---> électricité

Les rendements de cette série de transformation sont actuellement très divers : 1 kWh permet de récupérer de 0,9 à … 0,2 kWh. [on notera ce rendement (ou facteur de charge) par la lettre f].

les moyens disponibles

  • petites et moyennes échelles, durées courtes : batteries électrochimiques, volants d'inertie (durée de stokage de l'ordre de la journée)
  • moyennes et grandes échelles, durées courtes à moyennes (queques heures à quelques jours) : batteries de grandes capacités, station de transfert par pompages (STEP)
  • très grandes échelles (stockage de masse), stockage intersaisonnier : STEP, air comprimé (compressed air energy storage : CAES), stockage chimique (hydrogène, méthane (power to gaz to power : PGP)

Ces moyens existent, mais répondent-ils réellement aux problèmes, sont-ils abordables, réalisables… ?

 échelles des besoins de stockage

stockage pour un logement, pour un jour

Hors chauffage un logement de France métropolitaine demande en moyenne quotidiennement 6,6 kWh (6,6 kWh/j) qui peuvent être obtenus via une batterie de capacité 8 kWh (rendement de 0,85) [une voiture électrique emmagasine ~50 kWh].

stockage d'un réseau isolé (Martinique)

4 à 5 GWh/j réalisables en théorie par STEP maritime (un projet EDF a été abandonné), mais la demande en espace physique est un des freins. Une telle réserve est aussi accessible à l'aide de batteries lithium-ion (actuellement 200 €/kWh) mais a un coût de 1 G€… à répéter régulièrement du fait de la durée de vie des batteries, ≈ 10 ans  (le coût de ces batteries est néanmoins prévu pour une division par 4).

stockage en France

C'est bien sûr en hiver que le problème se pose (il n'y a qu'une faible ressource photovoltaïque ; le vent peut manquer durant des périodes assez longues, dépassant assez souvent 1 jour). En moyenne 1800 GWh/j nécessitant 360 G€ (90 G€ si le prix est divisé par 4)… tous les 10 ans. Problèmes aussi d'accès aux ressources (minerais ou recyclage).

En ce qui concerne les STEP. Les six STEP actuelles ont une capacité de 100 GWh (possibilité d'augmentation de 20%) : à multiplier donc par 18, ce qui est hors de portée (environnement, emplacements, prix… même si la durée de vie est ici beaucoup plus longue).

Pour 1 jour… mais les durées de manque de vent peuvent atteindre plus d'une semaine (anticyclone hivernal) !

stockage partiel en France : les pointes hivernales de 18 à 20 h

Actuellement les STEP de métropole servent aux pointes de consommation. Elles peuvent fournir (lorsqu'elles sont pleines) une puissance de 5 GW, déstockant 8 GWh sur ces deux heures. Soit la ressource des batteries de 160 000 voitures électriques (50 kWh/voiture). [les 1800 GWh/j demanderaient 36 000 000 voitures électriques, … dédiées ?]

 Les solutions ?

panorama général

Pour les faibles capacités (qq kWh à 100, 200 kWh) : les supercondensateurs (à réserver pour les décharges très rapides), les volants d'inertie (qq 10 kWh, mais pertes assez rapides), les batteries électrochimiques (en évolution de capacités et coûts).

Pour les capacités moyennes (qq 100 kWh à qq MWh) : les batteries, l'air comprimé (cf. infra), les STEP petites et moyennes.

Les grandes capacités (qq GWh à… qq TWh) sont théoriquement accessibles. Les grandes STEP ont l'avantage d'être connues (f atteignant 0,75 à 0,8). Quelques réalisations de CAES (rendement espéré f=0,7). Le stockage chimique (PGP) est souvent annoncé (hydrogène et/ou méthane) come étant la solution.

air comprimé (CAES)

La référence de ce stockage est le stockage actuel de gaz naturel (GN) sur le territoire métroplolitain : 11,7 Gm3 sont une réserve de 132 TWh (attention ici il s'agit du contenu d'énergie chimique, des centrales à cycle combiné de haut rendement en tireraient moins de 80 TWh). Un volume équivalent de CAES fournirait environ 0,3 TWh électrique soit 1/6 d'une seule joournée de consommation hivernale. Le gaz naturel permet d'obtenir 260 fois plus d'électricité que l'air comprimé (dans les conditions industrielles).

Les CAES ne sont pas envisageables comme stockage de masse journalier… ni intersaisonnier ! Ce n'est que la traduction de la différence entre le contenu énergétique de la forme mécanique (air sous pression) et celui de la forme chimique (liaison chimique).

 stockage chimique (hydrogène et méthane), la filière PGP

Ce moyen de stockage est souvent invoqué pour l'utilisation des quantités parfois pléthoriques d'électricité intermittente d'origine photovoltaïque et/ou éolienne.

L'électrolyse de l'eau fournit de l'hydrogène assez aisément stockable et mise aisément sur le réseau de gaz. L'hydrogène est bien sûr utilisable comme tel pour la propulsion, l'industrie chimique et éventuellement les piles à combustibles. Ici on s'intéresse à son retour dans la chaîne de production d'électricité, propulsée à la demande sur le réseau de consommation.

Le rendement de la filière PGP à base d'hydrogène (obtenue à partir de l'hydrolyse, PGP) est espérée atteindre 43%.

La filière hydrogène peut être complétée par l'adjonction de CO2 (issu de la combustion de charbon, de gaz, de pétrole dans la filière industrielle) et permet la production de méthane qu'il est possible d'ajoindre dans le réseau de gaz naturel… Dans le cadre d'une utilisation vers l'électricité cette filière de méthanation est espérée atteindre un rendement PGP 36%.

Un problème non négligeable concernant la phase initiale de l'électrolyse est la nécessité d'adapter les systèmes d'électrolyse non seulement à des quantités d'électricité éolienne éventuellement très importantes et à variation parfois très rapides.

Le problème important gît bien sûr sur la faiblesse des facteurs de charge de l'éolien (actuellement f~23%) et du solaire (f~13%). Au prix de l'électricité en sortie d'éolienne (~70 €/MWh) s'ajoute le prix du processus d'hydrolyse et de méthanation, portant le MWh à 300 €/MWh (voie hydrogène pure) et 500 €/MWh par la voie de méthanation.

Ces prix ne s'approchent des prix moyens du marché actuels (lors des fortes demandes de période hivernale) qu'en supposant atteints les rendements maximum cités plus haut et une division (espérée) par 4 des prix d'investissement des deux filières chimiques.

Le problème fondamental du coût provient du fait de l'investissement gigantesque nécessaire à l'utilisation de ces sources intermittentes stockant sous forme chimique lorsqu'elles dépasseraient la demande (900 heures par an) [dans cette hypothèse le prix de l'électricité éolienne source, invendable sur le marché – faute de demande –, est considéré comme égal à 0].

 Cette voie chimique est le seul moyen de stockage de masse envisageable à … long terme.

En conclusion, la SEULE filière physiquement apte à faire du stockage de masse, y compris inter-saisonnier, est non seulement économiquement non viable actuellement, mais les progrès qui seraient nécessaires pour la rendre viable seront extrêmement difficiles à concrétiser. Ce qui les rend très incertains. Et conduit à conclure que le stockage de masse inter-saisonnier n’a pour l’instant et probablement pour longtemps pas de solution… En attendant, il est donc IMPOSSIBLE DE SE PASSER DES ÉNERGIES DE STOCK : nucléaire et/ou gaz naturel.

dernier paragraphe de la conclusion de Georges Sapy, SLC, 5 mars 2018 (texte cité en référence)