La question cruciale du stockage d’énergie à grande échelle

approvisionnement électrique, stockage d’énergie, RTE, centrale d’accumulation, pompage- turbinage En période de pointe de consommation d’électricité (notamment par grand froid),  les opérateurs du réseau électrique font face à une situation délicate.  Cela peut les conduire à par exemple imposer des « pannes » localisées (ou effacements) à certains usagers, mesure de dernier recours car elle s’apparente à un rationnement, ou bien acheter l’énergie manquante à un prix beaucoup plus important sur le marché au comptant. L’une des raisons de ce problème est notre incapacité, à ce jour, de stocker l’électricité en grande quantité afin de la redistribuer en période de pointe. L’enjeu est de taille : l’idéal d’un système énergétiquement « efficace » ne saurait être envisagé sans capacité de stockage de l’électricité périodiquement excédentaire. Petit tour d’horizon des méthodes utilisées et des innovations à venir [1].

Les données du problème

Dans la plupart des pays développés, la production d’électricité moyenne dépasse la demande moyenne. Cette proposition n’est vraie qu’en théorie. En matière d’approvisionnement électrique, raisonner en moyennes ou en totaux n’est pas réaliste, car l’électricité, comme toute énergie, est volatile : c’est un bien dont le stockage est imparfait. Autrement dit, on ne fait pas des réserves d’électricité comme on fait des réserves de grains.

Un autre élément essentiel est la nature intermittente des énergies d’origine solaire et éolienne. Le vent souffle plus la nuit, or c’est la journée que les besoins sont importants. De même, le soleil ne brille pas toujours avec la même intensité.  Pouvoir stocker de grandes quantités d’énergie, c’est donc déplacer l’usage d’une énergie excédentaire aujourd’hui à demain et éviter son gaspillage.

Des solutions efficaces… mais pour l’instant imparfaites

Et pourquoi ne pas envisager des batteries géantes ? C’est malheureusement impossible, car les batteries ou piles ont un cycle de vie très court et ne seraient d’aucune utilité face à la quantité d’électricité qui circule sur un réseau électrique. Mais plusieurs autres pistes existent, notamment des procédés à la fois simples et très astucieux qui permettent d’envisager non pas un « stockage » à la manière d’une pile, mais une capacité de génération d’électricité « différée », grâce aux surplus d’énergie en période de creux.

Les centrales d’accumulation par pompage-turbinage

C’est la technique la plus ancienne et la plus utilisée au monde : elle représente 127 000 MW, soit plus de 99% du stockage d’électricité au niveau mondial d’après l’Institut de Recherche sur l’Energie électrique (Etats-Unis)[2].

L’accumulation par pompage désigne un procédé relativement simple. En tournant la topographie locale à son avantage, la centrale dispose de deux éléments : la gravité induite par un dénivelé et de l’eau. L’électricité excédentaire produite en période creuse sert à pomper l’eau d’un réservoir inférieur vers un réservoir situé à une « altitude » supérieure. En période de pointe, on laisse l’eau couler en sens inverse pour produire de l’électricité. Si ce système « traditionnel » domine largement à l’heure actuelle, il est difficile de l’étendre en raison des caractéristiques topographiques qu’il nécessite (peu de sites naturels offrent les conditions nécessaires).

Le pompage-turbinage off-shore à l’étude

Un exemple concret de projet ambitieux en la matière : le concept de « Green Power Island », ou « îlot d’énergie verte », œuvre conjointe du cabinet d’architectes danois Gottlieb Paludan et de l’Université Technique du Danemark. Il s’agit de construire des îles artificielles combinant les énergies hydraulique et éolienne : elles sont dotées d’un profond réservoir central et d’un parc d’éoliennes juste à côté. Là encore, en période creuse – et quand le vent souffle au plus fort – on se sert de l’énergie produite pour pomper de l’eau du réservoir pour la rejeter à la mer, et en période de pointe on laisse l’eau de mer se déverser dans le réservoir et actionner des turbines pour produire de l’électricité immédiatement disponible. Le principe est toujours celui du pompage/turbinage, sans les contraintes topographiques de la terre ferme.

Le stockage d’énergie à air comprimé

C’est la deuxième solution la plus utilisée, cependant loin derrière le pompage-turbinage (il n’existe aujourd’hui que deux centrales de ce type, l’une à Huntorf, en Allemagne, l’autre en Alabama, au sud des Etats-Unis). L’énergie excédentaire sert à comprimer de l’air que l’on « piège » ensuite dans de grands compartiments et qui sera « relâché » plus tard pour actionner des turbines. L’inconvénient provient du fait que l’air chauffe quand on le comprime, ce qui occasionne une déperdition par la chaleur, et refroidit quand on le libère, ce qui rend nécessaire de le réchauffer. Avec un rendement de seulement 42% à Huntorf, le stockage à air comprimé tel qu’on le maitrise aujourd’hui n’est pas encore une solution optimale.

Des chercheurs s’efforcent d’améliorer cette technique, en captant la chaleur induite par la compression de l’air pour la réutiliser pour réchauffer l’air dans la phase d’expansion. Reste à surmonter d’autres obstacles, notamment en créant des pompes à même de comprimer l’air de 70 fois la valeur de la pression atmosphérique, et des réservoirs en céramique capable de supporter une chaleur pouvant atteindre 600°C. Une centrale-pilote devrait voir le jour à Stassfurt (Saxe-Anhalt) en 2013.

Le stockage thermique : l’argon et les sels fondus

Isentropic, une entreprise établie à Cambridge, en Angleterre, a conçu un système qui utilise le gaz argon pour transférer de la chaleur dans un mouvement de va-et-vient entre deux réservoirs remplis de gravier. L’énergie excédentaire actionne une pompe à chaleur qui compresse et chauffe l’argon, créant une différence de température entre les deux réservoirs, l’un à 500°C et l’autre à -160°C. En période de pointe, la pompe fonctionne dans l’autre sens, dilatant et refroidissant l’argon pour fabriquer de l’électricité. Selon Isentropic, le rendement peut atteindre 72 à 80%.

BrightSource Energy, entreprise d’Oakland en Californie, développe quant à elle une méthode baptisée SolarPLUS qui stocke la chaleur sous forme de sels fondus. Grâce à de l’énergie solaire, de l’eau est portée à ébullition pour actionner des turbines à vapeur et un échangeur vient alors transférer une partie de la chaleur produite aux sels fondus. Les centrales de BrightSource peuvent alors fournir de l’énergie une fois la nuit tombée, ce qui permet une flexibilité supérieure aux installations solaires traditionnelles.

Un marché prometteur qui nécessite d’importants aménagements juridiques

Selon l’institut Pike Research, une entreprise de recherche en marketing, des investissements de 93 milliards d’euros sont prévus dans la décennie à venir dans le domaine du stockage d’énergie. L’essentiel des efforts se portera sur l’air comprimé. Les gouvernements californien, allemand et britannique, par exemple, ont pris des mesures pour encourager ces investissements. En revanche, l’Europe n’investit pas encore dans ce domaine.

Comme toute révolution technique, celle-ci entraînera nécessairement de profonds changements juridiques. La difficulté réside en ce que les textes distinguent entre les producteurs d’énergie et les opérateurs de réseau (en France, EDF d’une part et RTE d’autre part). Les systèmes de stockage peuvent être utilisés par les deux types d’entités, ce qui crée des problèmes de tarifs et de facturation. Enfin, reste également à savoir si les coûts afférents à ces centrales « de stockage » seront répercutés sur les usagers.

A lire aussi :

[1] Voir aussi The Economist, Technology Quarterly, 3 mars 2012, http://www.economist.com/node/21548495
[2] Voir graphique p. 6

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