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Stockage électrique

Le faux problème de l’intermittence

Publié le 03/10/2019 • Par La Rédaction • dans :

La Step de Grand'Maison, en Isère, est la plus puissante de France avec une capacité de 1 800 MW.
La Step de Grand'Maison, en Isère, est la plus puissante de France avec une capacité de 1 800 MW. D.R.
Le stockage de l'électricité, même produite de manière intermittente par les énergies renouvelables, n'est pas un frein à la transition énergétique. Les solutions existent.

Aurélie Barbaux

Cet article fait partie du dossier

Stocker et transporter l'énergie

On n’attrape pas des mouches avec du vinaigre. Quand EDF annonce un plan stockage électrique de 8 milliards d’euros pour installer 10 gigawatts (GW) de nouvelles capacités dans le monde d’ici 2035, c’est qu’il a un objectif. Et ce n’est pas uniquement celui de « développer un système électrique 100 % décar-boné d’ici à 2050 », comme annoncé dans sa communication. Si son plan concerne à 80 % l’installation de batteries au service de grands systèmes électriques ou de l’autoconsommation, il vise également l’installation de 2 GW de stations de transfert d’énergie par pompage (Step), principalement dans l’Hexagone. Or, les deux principaux projets français de Step d’EDF, l’un dans la vallée de la Truyère (Aveyron) et l’autre sur la Dordogne, sont bloqués.

Ce plan met en lumière une réalité. Le stockage d’énergie électrique ou thermique n’est pas un obstacle au développement des énergies renouvelables. Ni en France, ni ailleurs.

Pas dans un avenir proche

« Le stockage ne sera jamais bloquant pour le développement des énergies renouvelables. Dès que l’on sentira un déséquilibre, il y aura quelqu’un pour y répondre », prévoit Luc Payen, expert énergie chez Enea Consulting. En Europe, « le réseau est l’outil de stockage le plus efficace qu’on puisse imaginer. Les Danois sont à plus de 40 % d’énergies renouvelables et n’ont toujours pas besoin de stockage supplémentaire », rappelle Marc Jedliczka, le porte-parole de l’association né-gaWatt. Mais il n’y a pas de réponse unique.

Le stockage stationnaire répond à trois types de besoins.

Le premier concerne la réserve primaire des réseaux électriques, pour maintenir la fréquence. Aujourd’hui, ce service est fourni par des actifs de production d’électricité thermique classique de type centrale à charbon ou à gaz. « Les batteries peuvent parfois faire mieux », ob-serve Luc Payen. Preuve a été faite dès 2011 aux États-Unis, puis en Allemagne et, en 2016, au Royaume-Uni, où EDF Energy Renewables installe actuellement 49 MW de batteries sur le site de West Burton. En Europe, on aura besoin de 3 GW de batteries de ce type, selon Enea consulting. Outre les batteries lithium-ion, les volants d’inertie pourraient y répondre. Ils sont plus durables, ne contiennent pas de matériaux critiques, mais sont plus compliqués à gérer et plus chers. Depuis les premiers essais aux États-Unis, plus personne n’en installe.

Le deuxième besoin est celui du stockage centralisé d’électricité pour gérer les pics de consommation et valoriser le MWh. Les 5 GW de Step installés en France dans les années 1980 par EDF répondent à cette logique. Techniquement, les batteries pourraient aussi remplir ce service à plus petite échelle. Elles sont plus modulaires et s’installent partout. La Jamaïque va ainsi installer 15 GW de batteries pour faire de la réserve primaire. Mais globalement, une Step coûte moins cher, au MW, que des batteries. Le stockage d’électricité dans le monde reste à 98 % hydraulique.

Un investissement de 103 milliards de dollars

Le troisième besoin de stockage stationnaire se situe chez les consommateurs – particuliers ou entreprises -, pour optimiser l’autoconsommation et écrêter les pics de consommation. Les États-Unis et l’Australie sont à la pointe. Mais les batteries ne sont pas les seules réponses. « En France, si on connectait les ballons d’eau chaude [pour un stockage par chaleur, ndlr], on n’aurait pas besoin de capacité de stockage supplémentaire avant 2025 », relève Luc Payen. En revanche, « utiliser les batteries de voiture électrique pour le stockage n’aurait pas de sens, mais elles pourraient servir à réguler le réseau et piloter la charge », insiste Marc Jedliczka.

Dans tous les cas, de quelques gigawattheures aujourd’hui, les besoins de stockage d’électricité stationnaire dans le monde devraient atteindre 305 GWh d’ici à 2030, nécessitant 125 GW de capacités de stockage supplémentaires et un investissement de 103 milliards de dollars sur quinze ans, selon une étude de Bloomberg New Energy Finance de novembre 2017. À l’horizon 2050 en revanche, si les scénarios 100 % renouvelables se réalisent, les options Step et batteries – lithium-ion ou à circulation (dite Redox) -, qui commencent à émerger ne vont pas suffire.

Comment valoriser les excédents de production

Jusqu’à 50 à 60 % d’énergies renouvelables variables dans le réseau, les infrastructures de réseau sont suffisantes, estime négaWatt. Au-delà, le problème sera davantage de valoriser les excédents de production que l’intermittence. « On aura besoin de déplacer cette énergie de l’été vers l’hiver. Pour cela, il n’y a pas d’autre réponse possible que le power-to-gas », estime Marc Jedliczka. Il s’agirait alors de stocker l’électricité renouvelable sous forme d’hydrogène produite par électrolyse, voire transformée par méthana-tion en gaz de synthèse après captation de CO , qui pourrait être réinjecté dans les réseaux de gaz. EDF n’y croit pas. En-gie mise à fond sur l’hydrogène vert, autant pour la mobilité que pour le stockage. « L’un des seuls stockages additionnels utilisables aujourd’hui de manière non polluante est l’hydrogène », confirme Florence Lambert, la directrice du CEA-Liten. Pour le stockage de masse à long terme, la piste du stockage d’énergie par air comprimé, toujours explorée dans les laboratoires, bute sur des questions thermodynamiques, qui plombent ses rendements.

Mais attention, « les technologies de power-to-gaz sont pertinentes si on a un réseau de gaz », rappelle Stéphane Bis-caglia, ingénieur à l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe). Et le marché français n’est pas représentatif du marché global. Il faut regarder au moins à l’échelle européenne. Voire beaucoup plus loin. « Dans les pays qui ont des raccourcis énergétiques, on aura des surprises sur des solutions de stockage », prévient Florence Lambert. En Afrique subsaharienne ou en Inde, la question du stockage ne se limite pas à l’accès à l’électricité avec des kits solaires. Il faudra fournir des solutions de production et distribution d’électricité décentralisées efficientes pour porter l’économie et des transports non polluants. Les français Saft et Blue Solutions (Bolloré) y travaillent. Ils ne sont pas les seuls.

« Les Danois sont à plus de 40 % d’énergies renouvelables et n’ont toujours pas besoin de stockage supplémentaire. »

Marc Jedliczka, porte-parole de l’association négaWatt

 

Une batterie de solutions

Les batteries lithium-ion sont de plus en plus sollicitées pour le stockage stationnaire, comme réserve primaire pour les réseaux ou l’intermittence des renouvelables. En Australie et en Chine, des parcs de batteries, accolés à des champs photovoltaïques, dépassent déjà les 100 MW. Mais, ne serait-ce que pour des questions de ressources, les batteries lithium-ion ne pourront à elles seules satisfaire tous les besoins de stockage.

 

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