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Si les renouvelables et les smart grids sont sous le feu des projecteurs, le stockage reste un sujet méconnu bien qu'il soit un élément clé du verdissement de l'électricité. Reste à trouver un modèle économique qui satisfasse tous les acteurs.
Jeudi 29 septembre 2011, Innov'Eco a organisé un débat sur un sujet ardu et bien souvent délaissé : le rôle du stockage de l'électricité dans le développement des réseaux intelligents et l'intégration des énergies renouvelables.
Equilibrer le réseau via le lissage de la production, rentabiliser la production en vendant au prix fort lors des pointes l'électricité produite en heure creuse, compenser l'intermittence des énergies renouvelables et enfin assurer l'autonomie des systèmes nomades (téléphonie mobile par exemple) et des transports : tels sont les quatre enjeux du stockage explique en introduction Christian Ngô, consultant en énergie.
Une grande variété de solution
Du côté des technologies, trois options existent. Il s'agit tout d'abord du stockage mécanique via par exemple des stations de turbinage et de pompage (STEP) qui stockent de l'eau dans des réservoirs en hauteur. Il est ensuite possible de la stocker sous forme chimique grâce aux batteries. Enfin, des procédés permettent de stocker l'énergie sous forme de chaleur.
Cependant, des capacités de stockages variables limitent ces technologies à certains usages. En effet, pour stocker un kilowattheure (kWh), il faut par exemple 70 g de pétrole, de 5 à 7 kg de batteries lithium-ion, 30 kg de batteries plomb ou 3,6 tonnes d'eau élevées à 100 mètres.
Les STEP semblent s'imposer
"Le stockage a longtemps été réduit à la fourniture d'électricité en l'absence de réseau électrique", rappelle Louis-Marie Jacquelin, responsable stockage d'énergie d'ENEA consulting, ajoutant qu'"aujourd'hui la Vieille Europe s'y intéresse pour gérer les énergies intermittentes".
Pour cela, la STEP semble la mieux armée. Un constat partagé par Christian Ngô, qui juge que "pour le stockage de grande capacité, l'eau est la solution", et par Régis Hourdouillie, directeur projets démonstrateurs smart grid chez Alstom Grid, qui souligne qu'"il n'y a pas beaucoup de technologie aussi performante".
Le seul concurrent est le stockage d'air comprimé dans des cavités souterraines, mais la technologie pâtit d'un faible rendement du fait des déperditions thermiques liéées à la compression et la détente du gaz.
La France compte d'ailleurs 5 gigawatts (GW) de puissance de STEP sur un total mondial de 120 GW, rappelle Axel Strang, chargé de mission filières vertes à la Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC) du ministère de l'Ecologie.
Le véhicule électrique, une solution d'appoint
Les voitures électriques pour leur part apporteront un stockage d'appoint limitant la consommation de pointe des ménages équipés. Il ne s'agit cependant pas d'une solution miracle, car "une chose est sûre : il y a une limite physique, notamment la barrière électro-chimique des batteries, et on ne stockera pas 1.000 fois plus d'électricité qu'on en stocke aujourd'hui", prévient Christian Ngô.
Jérôme Perrin, pilote du DAS système de stockage de l'énergie au sein de Mov'eo, illustre la place de la voiture expliquant que Nissan a avancé de deux ans la commercialisation au Japon de chargeurs bidirectionnels afin d'utiliser les batteries d'une voiture électrique comme source d'énergie lors des coupures. "C'est l'effet Fukushima", explique-t-il, évoquant l'arrêt de nombreux réacteurs nucléaires.
Reste à "répondre à deux défis", explique-t-il, et en particulier l'amélioration du contenu énergétique des batteries. De même, des progrès doivent être réalisés en matière de robustesse et notamment s'agissant du vieillissement et des cycles de recharge à forte puissance.
Des intérêts parfois opposés
Quant à l'intérêt affiché pour le stockage, le représentant de la DGEC souligne qu'il diverge sensiblement selon les acteurs. Pour les producteurs, l'objectif est l'amélioration de la rentabilité en revendant au mieux l'électricité produite. Pour le gestionnaire de réseau, il s'agit d'assurer l'équilibre du réseau.
Un constat similaire est formulé par Louis-Marie Jacquelin qui déplore qu'"aujourd'hui les producteurs de renouvelable intermittent n'ont aucun intérêt à stocker". Et de lister : ils sont prioritaires pour l'accès au réseau, le stockage est un surcoût non rémunéré, et la fiscalité, notamment le tarif d'utilisation du réseau public (Turp), impose une double imposition sur l'électricité stockée…
Vers un statut de stockeur ?
Des problèmes qui soulèvent la question d'un statut spécifique pour l'activité de stockage d'électricité. "Pourquoi pas", avance le représentant de la DGEC, "mais encore faut-il qu'un modèle économique émerge, et pour l'instant on n'en est qu'au stade des expérimentations".
Actuellement, deux modèles opposés existent. Au Japon ou en Californie, explique Axel Strang, les parcs éoliens ont l'obligation de stocker l'électricité pour fournir une puissance continue. Ce modèle règle le problème en imposant aux producteurs d'électricité intermittente la fourniture, à leur frais, d'une électricité de base. A l'opposé, en France ou en Espagne, le problème de l'intermittente est géré grâce à une anticipation de la production éolienne et photovoltaïque quasiment en temps réel. Ici, le gestionnaire de réseau prend à sa charge le problème et a moins recours au stockage.
"Où placer le curseur ?", s'interroge l'expert de la DGEC qui explique que "toute la difficulté est de trouver la chaîne de valeur qui convient".
Ne pas trop tarder
Enfin, reste la question du calendrier. Les intervenants s'accordent pour dire que le développement des capacités de stockage dépend de la vitesse de progression des renouvelables dans le mix électrique.
Selon Louis-Marie Jacquelin, RTE peut d'ores et déjà intégrer jusqu'à 20 GW de capacités de production intermittentes d'ici 2020. Avec un développement potentiel de 6 GW d'éolien offshore, si le deuxième appel d'offres est effectivement lancé, "on peut voir venir", estime le consultant. Cependant, il ne s'agit pas d'attendre passivement prévient-il, car "on ne construit pas une STEP ou une ligne haute tension en six mois".
D'autant plus que les événements récents modifient la situation selon Axel Strang, qui juge que "la fin du nucléaire allemand accélère la donne". Le représentant de la DGEC rapporte ainsi que RTE travaille à de nouveaux scénarios d'équilibre du réseau qui évaluent de potentiels nouveaux besoins de stockage en tenant compte de l'abandon de l'atome en Allemagne. Cependant, il se veut rassurant et rappelle que le déficit des exportations françaises au regard des importations depuis l'Allemagne s'explique par des arbitrages financiers : si EDF préfère importer de l'électricité lors des hyperpointes hivernales plutôt que d'allumer des centrales flammes, c'est dans un but de rentabilité.
Philippe Collet
