Comment parvenir à se passer d’énergie fossile en France dès 2050? Autrement dit, comment trouver un substitut à ces ressources qui couvrent aujourd’hui 60% de notre consommation énergétique. RTE, le gestionnaire de notre réseau électrique, a présenté en octobre dernier plusieurs scénarios. Tous font la part belle aux énergies renouvelables qui devront contribuer massivement à la production d’électricité : à hauteur de 50% si l’on relance le nucléaire, voire à 100% si l’on se prive totalement de l’atome.
Problème : les renouvelables ne fournissent pas à la demande, comme une centrale nucléaire, à gaz ou à charbon. Pour résoudre cette difficulté, il faudra donc arriver à stocker cette énergie météo-dépendante. C’est une condition sine qua non pour assurer la sécurité d’approvisionnement. Autrement dit, éviter le black-out.
Si la France veut maintenir le même niveau de sécurité d’approvisionnement qu’aujourd’hui, elle devra investir des dizaines de milliards d’euros en moyens de stockage. Dans l’état actuel de la réglementation, l’offre ne doit pas manquer plus de trois heures par an. Et par ailleurs, le recours au délestage (on limite la consommation en fermant certains comptes) ne doit pas excéder deux heures par an. Avec la généralisation des renouvelables, le maintien de ces normes de sécurité va devenir plus périlleux.
Certes, note RTE, le développement des interconnexions entre les réseaux électriques des différents pays européens peut répondre en partie aux besoins. Mais cela ne suffira pas. «Le volume de stockage nécessaire dépendra des scénarios, mais les moyens devront fortement augmenter dans tous les cas», explique Olivier Houvenagel, directeur adjoint de l’économie du système électrique de RTE.
Pour relever ce défi, la France a un atout : le pays détient l’un des principaux parcs hydroélectriques en Europe. Les grands barrages alpins ou pyrénéens constituent déjà un moyen de stockage de l’électricité efficace et compétitif. D’autant plus que l’eau turbinée peut être récupérée pour être remontée ensuite dans les lacs de retenue : c’est le principe de fonctionnement d’une Step (station de transfert d’énergie par pompage), qui représente à ce jour plus de 90% des méthodes de stockage dans le monde.
Actuellement, EDF a équipé six barrages en Step, permettant ainsi d’accroître leurs capacités de production de 5 gigawatts (GW). Selon RTE, il serait possible d’équiper d’autres barrages pour une capacité supplémentaire de 3 GW. L’investissement est estimé autour de 1 milliard d’euros par GW installé. Un montant raisonnable. Par comparaison, le coût de construction de l’EPR 2, le nouveau modèle de réacteur que souhaite construire EDF, est évalué par le même RTE autour de 9 milliards d’euros, pour une puissance de 1,675 GW.
Le seul frein, pour l’heure, est lié aux incertitudes sur le statut futur des concessions opérées par l’électricien national : la Commission européenne réclame que les concessions échues fassent l’objet d’une remise en concurrence. A moins de placer le parc hydroélectrique géré par EDF dans une société publique ayant un statut de quasi-régie. Ce débat dure depuis plus de dix ans et n’a toujours pas été tranché !
Dans ses scénarios pour 2050, RTE identifie deux autres grands moyens de stockage : les systèmes de batteries lithium-ion et le power-to-gas, la production de gaz avec l’électricité. RTE a ainsi lancé, en juillet 2021, une expérimentation, baptisée Ringo, pour voir comment intégrer au réseau électrique des fermes de batteries, grâce au numérique (voir schéma ci-contre). Ce test porte sur des batteries d’une puissance totale de 100 mégawatts (MW) réparties sur trois sites, de quoi couvrir la consommation de 40000 foyers pendant une heure.
Quand l’électricité produite par des renouvelables (éolien et photovoltaïque) est en surplus sur le réseau, elle vient recharger les batteries, quand l’offre ne couvre pas la demande, elles sont déchargées. «Les batteries sont bien adaptées pour accompagner le développement du solaire photovoltaïque: elles permettent de stocker l’électricité dans la journée et de la réutiliser le soir ou la nuit. En fonction des scénarios, il faudra entre 20 et 30 GW de batteries», indique Olivier Houvenagel.
En France, TotalEnergies revendique le plus gros site de stockage par batteries : mis en service fin 2021 à Dunkerque, il affiche une capacité de 61 MW. Le site est composé de 27 conteneurs capables de délivrer 2,5 MWh, conçus et assemblés par la Saft, la filiale de Total. Mais le stockage par batterie ne reposera pas nécessairement sur de grandes fermes. Il sera aussi décentralisé, soit grâce à des batteries installées au domicile, en autoconsommation, soit en utilisant le parc grandissant de véhicules électriques, ce qu’on appelle le vehicle-to-grid : inutilisés 95% du temps, ceux-ci pourront restituer l’électricité en cas de pic de consommation.
S’agissant des éoliennes, la capacité de stockage à installer pour couvrir les aléas du vent est tout aussi considérable. «Pour couvrir ces périodes qui peuvent durer des jours, ou des semaines, il faut des centrales thermiques qui fonctionnent avec des énergies décarbonées, explique le dirigeant de RTE. Soit 20 GW, voire 30 GW de puissance installée, ce qui représente alors le double des centrales thermiques existantes.» Et la moitié du parc nucléaire français. La centrale thermique décarbonée (power-to-gas) consiste à utiliser les surplus de production des énergies renouvelables à un moment donné pour produire cette fois des gaz verts, sans effet de serre.
La principale application vise la production d’hydrogène, qui s’obtient par électrolyse de l’eau (H2O). Le procédé est connu et ancien. Mais faire de l’hydrogène est très énergivore et il faut donc améliorer la technique. Son rendement se situe en effet autour de 30% (l’énergie stockée ne représente qu’un petit tiers de l’énergie consommée) alors que le rendement des batteries est de 70%. Cette différence apparemment énorme ne disqualifie pas l’hydrogène pour autant, estime notamment l’Ademe (Agence de la transition écologique). L’hydrogène permet en effet de mieux dimensionner la capacité de stockage que les batteries, implique moins de coûts de maintenance et permet de réduire le coût d’exploitation au-delà de cinq ans. Les deux solutions peuvent ainsi utilement se combiner.
La France croit en tout cas à cette solution. Le gouvernement a lancé, en septembre 2021, un plan doté de 7 milliards d’euros d’ici à 2030 pour financer le développement de l’hydrogène vert, dont les besoins nationaux sont estimés à 900.000 tonnes par an. Non seulement pour produire de l’électricité ou de la chaleur avec des centrales à gaz, mais aussi pour répondre aux besoins de l’industrie (aciéries, cimenteries…) ou des transports. RTE estime qu’on pourrait atteindre un coût pour cette énergie (production, transport, stockage) de 120 euros/MWh. Autre gaz «vert» qui peut aussi être utilisé dans la production d’électricité : le biométhane (décarboné) obtenu à partir de la biomasse (déchets agricoles). En France, on compte déjà 214 installations de production de biométhane pour une production de 2,2 GWh, selon le SER (Syndicat des énergies renouvelables).
A plus long terme, le CEA (Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives) travaille sur d’autres technologies de stockage. L’une des solutions est l’air comprimé produit par le surplus d’électricité verte. Au moment des pics de consommation, l’air comprimé, stocké dans une caverne, réchauffé par du gaz vert puis détendu, permettrait de faire tourner une turbine, avec un meilleur rendement que les turbines à gaz actuelles. A partir de cette technologie, une start-up française, Segula Technologies, vient de lancer une expérimentation pour stocker l’air comprimé, non pas sous terre mais sous la mer. Le projet, baptisé Odysea, auquel participent le Cetim et l’université de Nantes-Ireena est soutenu par l’Ademe. Lancé en 2020, on l'espère opérationnel en 2023.
Enfin, le CEA travaille sur un troisième type de technologie pour le stockage : les volants d’inertie. Il s’agit de systèmes qui permettent d’emmagasiner de l’énergie cinétique en faisant tourner une masse autour d’un axe. Ces volants d’inertie permettraient de répondre à des demandes de puissance importantes mais sur une courte durée. Cette technologie a été déployée à New York pour garantir la stabilité du réseau électrique.
En France, la start-up française Energiestro développe un volant en béton. «Dans certaines régions qui utilisent massivement des centrales diesels polluantes et chères, c’est une bonne alternative couplée à une centrale solaire», indique le cofondateur André Gennesseaux. Associé à Engie, il devrait déployer sa technologie cette année en Guyane pour y réguler la puissance sur le réseau électrique.
Une filiale d’EDF teste l’intégration de fermes de batteries au réseau électrique
RTE (Réseau de transport d’électricité), le gestionnaire du réseau électrique, a lancé un test de trois ans pour gérer de façon automatisée le stockage par batteries grâce à des algorithmes. Lorsque les éoliennes ou fermes solaires saturent la ligne (1), un site de batteries (2) stocke l’électricité excédentaire en amont. Au même instant, un ou deux autres sites de batteries (3) situés à des centaines de kilomètres déstockent pour délivrer la même quantité selon un jeu de vases communicants. Ce test, baptisé Ringo, est réalisé avec Saft-Schneider Electric, Nidec et Bolloré SCLE-SFE.
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