Edgard BOSSOKENConsultant énergie-climat

Objectif

Appréhender le rôle du stockage de l’électricité dans le système électrique actuel et à venir.

Ambition

Faire l’état de la connaissance sur le stockage de l’électricité.

Le stockage de l’énergie s’inscrit dans un contexte où :

l’utilisation de l’énergie électrique s’accroîtra fortement dans les prochaines décennies afin de réduire globalement les utilisations d’énergies fossiles ;

dans un souci de réduire les émissions de gaz à effet de serre, la part des énergies renouvelables intermittentes dans la production d’énergie électrique s’accroîtra également fortement ;

l’intensité de la pointe de demande en électricité devrait augmenter fortement si les habitudes de consommations ne sont pas modifiées.

Les solutions de stockage d’énergie se divisent en quatre catégories principales :

l’énergie mécanique potentielle (barrage hydroélectrique, Station de Transfert d’Energie par Pompage (STEP), STEP en façade maritime, stockage d’énergie par air comprimé (CAES)) ;

l’énergie mécanique cinétique (volants à inertie) ;

l’énergie électrochimique (piles, batteries, condensateurs, vecteur hydrogène) ;

l’énergie thermique (chaleur latente ou sensible).

Source: EPRI, Electricity Energy Storage Technology Options, December 2010

http://www.sustainableplant.com/2011/06/epri-white-paper-analyzes-energy-storage-applications/

A ce jour, la quasi-totalité du stockage d’énergie dans les systèmes électriques est réalisée au moyen d’équipements de pompage hydraulique (environ 127 GW installés dans le monde dont 35 GW en Europe, 4 GW en France soit 4% de la capacité de production installée).

C’est une technologie mature et efficace (rendements de cycles approchant les 80 %).

Plusieurs grands projets ont été lancés en Europe (Suisse, Autriche, Espagne, Portugal), mais l’Asie dispose de la plus grande puissance cumulée installée et du marché le plus actif.

Les systèmes de stockage contribuent :

à la sécurisation de l’alimentation des réseaux, via des dispositifs locaux ou globaux capables de pallier toute coupure temporaire,

au lissage de la pointe de consommation électrique, à l’optimisation du programme de production, à la qualité du courant, à la fourniture de réserves primaires et secondaires (réglage de la fréquence et/ou de la tension du réseau) et au traitement de l’intermittence de certaines énergies renouvelables comme l’énergie éolienne et l’énergie photovoltaïque.

Moyens Centralisés Moyens Décentralisés

Caractéristiques

• Stockage longue durée (jours)• Machine synchrone• Dynamique proche des groupes « classiques »

• Stockage courte durée (heures)• Interface à électronique de puissance• Dynamique proche des EnR

Exemples

• STEP (hydraulique)• Stockage par air comprimé• Air comprimé adiabatique

• Batteries électrochimiques• Volant à inertie

Techno Pmax Energie Durée Rendement Coût

STEP 100 – 1300 MW 1 – 100 GWh Quelques heures à quelques

jours

70% à 80% 600 à 1500 k€/MW

CAES 110 MW290 MW

2800 MWh870 MWh

26 h3 h

40% à 50% 700 à 1000 k€/MW

ACAES 90 MW 360 MWh 4 h 70% 700 à 1200 k€/MW

Batterie NaS

1 MW 7,2 MWh 7 h 80% à 100% 230 k€/MW à + 150 k€/MWh

Volant à inertie

40 kW 10 kWh 15 min 98% environ 1000 k€/MW

Le stockage, notamment s’il est centralisé et massif, ne diminue pas le besoin de transport d’électricité, bien au contraire

Solaire

Eolien

Hydraulique

Le rapport « Blue Map Scenario 2050 » de l'Agence Internationale de l’Energie publié en 2009, se fondant sur l'hypothèse d'une production électrique assurée à 30% par des énergies renouvelables, estime les besoins de stockage supplémentaires pour l'Europe occidentale entre 0 et 90 GW d'ici 2050, en fonction des progrès des techniques de prévision météorologique (en particulier concernant l'énergie éolienne) et du développement des réseaux électriques intelligents.

De nombreux pays européens ont investi récemment dans de nouvelles capacités de STEP, dont certaines sont déjà en construction :

Allemagne : 2580 MW dont 1300 MW en construction et disponibles d’ici 2016

Autriche : 1480 MW dont 570 MW en construction et disponibles d’ici 2016

Portugal : 2260 MW dont 950 MW en construction et disponibles d’ici 2015

Suisse : 3190 MW dont 1900 MW en construction et disponibles d’ici 2016

Quels acteurs ?

� producteurs

� consommateurs

� gestionnaires de réseau

Quelle rentabilité ?

� la valorisation économique du stockage se fait sur les écarts de prix sur des périodes cohérentes avec la capacité temporelle du moyen de stockage

� actuellement, monotone de prix assez plate sur les marchés européens du fait de l’impact massif des ENR mises sur le marché à prix nul (les subventions empruntant un autre circuit)

Rareté des sites et contraintes environnementales

Dispositifs tarifaires inadaptés

Les systèmes de stockage électrique stationnaires sont des sites dédiés au stockage qui viennent en appui aux réseaux électriques et aux sites de production d’énergies renouvelables ; ce sont des systèmes de stockage à grande échelle – capacités installées supérieures à quelques MWh de moyenne ou forte puissance (de 100 kW à 1 GW).

Les systèmes de stockage embarqués sont de petite capacité et de faible puissance, intégrés dans un système mobile ; ils sont essentiellement utilisés dans le transport, en particulier dans les véhicules électriques et hybrides rechargeables.

La technologie "power to gas" est une forme de stockage chimique de l'énergie. Elle consiste à utiliser les surplus d'électricité éolienne ou solaire pour produire de l'hydrogène par électrolyse de l’eau. L’hydrogène peut ensuite être utilisé de trois façons :

pour alimenter directement des voitures à hydrogène,

servir à l'élaboration d'autres produits chimiques,

combiné avec du dioxyde de carbone pour produire du méthane (méthanation selon la relation de Sabatier : CO2 + 4 H2 = CH4 + 2 H2O) injecté dans le réseau de gaz.

Des programmes sont en cours (Etats-Unis, Japon, Chine, Allemagne et France notamment) avec pour ambition d’élaborer des systèmes aux performances éprouvées à l’horizon 2020 – 2050

Il convient de noter que les trois solutions de production d’hydrogène sont actuellement à l'état d'expérimentation en Allemagne et aucune ne semble privilégiée.

En Allemagne :

La centrale hybride de Prenzlau (Brandebourg) d’un coût de 21 M€ a été inaugurée le 25 octobre 2011 ; elle combine des éoliennes et une centrale de biogaz pour générer du méthane et de l’hydrogène à utiliser dans des piles à combustibles ; ses acteurs sont le land de Brandebourg, le ministère fédéral des transports et Enertrag en partenariat avec Vattenfall, Deutsch Bahn et Total ;

En Allemagne :

L’utilisation du réseau gazier pour stocker de l’électricité à Werlte (Basse Saxe) ; elle combine des EnR et une centrale de biogaz pour générer du méthane et de l’électricité ; ce procédé dit « power to gas » est développé par l'IWES (Institut Fraunhofer pour l'énergie éolienne à Kassel) et le ZSW (Centre de recherche sur l'énergie solaire et l'hydrogène de Bade-Wurtemberg) ; ces recherches sont transposées à l'échelle industrielle en collaboration avec Audi et l'entreprise autrichienne Solar Fuel Technology de Stuttgart ; l’installation pour Audi sera complètement opérationnelle en 2013, et aura une capacité de 6,3 MW et devrait produire 4000m3 de méthane par jour.

En Allemagne :

Le projet CO2RRECT – CO2-Reaction using Regenerative Energies and Catalytic Technologies à Niederaussem (Rhénanie du Nord-Westphalie) consiste à produire de l'hydrogène et l’utiliser dans l'industrie chimique ; lancé en 2010 et financé par le Ministère fédéral de la recherche à hauteur de 11 M€, ce projet allie RWE et Siemens (développement électrolyseur et catalyseur) à Bayer (industrie chimique et pharmaceutique). Le projet vise à obtenir des produits intermédiaires (monoxyde de carbone, acide formique) afin de développer des matériaux plastiques et des nouveaux carburants à destination de l'industrie chimique.

Les technologies de stockage de l'énergie se heurtent quant à elles à deux verrous :

1. Les performances techniques notamment la durée de vie, qui pèse fortement sur les coûts :

chaque étape du processus, l’électrolyse comme la méthanisation, doit consommer le moins d’énergie possible (pertes liées à la transformation),

tous les flux énergétiques (chaleur résiduelle incluse) doivent être valorisés au mieux,

le produit final doit aussi être utilisé de façon optimale sur le plan des principes et compte tenu de la situation

2. La construction de filières nationales s’appuyant sur des modèles technico-économiques validés à l'échelle du système électrique, voire énergétique.

En Allemagne, il est désormais admis que le déploiement généralisé de la technologie "power to gas" n'est pas envisagé en Allemagne avant 2030,

La situation du système électrique français ne permet pas au stockage de rencontrer à court moyen terme des conditions économiques favorables à son développement, partiellement pour des questions d’architecture de marché (cas des STEP) mais aussi du fait de son coût

Des démonstrateurs démarrent pour essayer des tester les conditions d’une valorisation multiservices, parmi lesquels la gestion des contraintes sur les réseaux de distribution

Si des moyens de stockage massif étaient développés, le développement du réseau de transport parait nécessaire si l’on veut poursuivre la transition énergétique et accroître le développement des ENR en Europe.