Il est évident que du fait de leur intermittence, l’introduction de sources d’énergies renouvelables dans le mix électrique nécessitera de stocker l’énergie électrique produite pour parer à la fois aux surplus et aux déficits temporaires de production.

Beaucoup d’affirmations plus ou moins démontrées circulent sur le problématique du stockage et conduisent à des conclusions diverses et parfois quasiment opposées, de l’appréciation très optimiste estimant qu’un simple stockage en batteries résoudrait tous les problèmes d’intermittence au jugement péremptoire et pessimiste considérant que le stockage à coût raisonnable et répondant aux besoins ne sera jamais possible.

Sans prétendre résoudre toutes les questions soulevées par le stockage, voyons plus précisément et concrètement ce qu’il en est dans le cas de la France.

A partir de quelle part d’énergies renouvelables dans le mix électrique le stockage devient impératif sans appel aux centrales thermiques carbonées ?

La réponse à cette question dépend évidemment de la fraction de production électrique pilotable, c’est-à-dire pouvant être déclenchée à la demande et pouvant pallier à la baisse ou l’arrêt de la production d’énergie renouvelable. On exclut ici autant que possible le recours aux centrales thermiques facilement pilotables mais utilisant une énergie carbonée fossile car on se place évidemment dans la perspective d’une transition énergétique visant à minimiser les émissions de gaz à effet de serre (GES).

Les énergies pilotables disponibles en France, hors énergies carbonées fossiles, sont le nucléaire et l’hydroélectrique. On suppose que la puissance totale de centrales nucléaires se maintient autour de 60 GW et la puissance maximale de l’ensemble des barrages hydroélectriques est d’environ 25 GW.

La réserve de puissance maximale disponible, en admettant une variation maximale de puissance d’une centrale nucléaire de 20% et 50% des barrages simultanément disponibles, est d’environ 0.2×60+0.5×25 = 24.5 GW. Cette réserve de puissance compenserait l’arrêt des parcs éoliens d’un cumul de puissance de 24.5 GW. Dans le cas de capacités éoliennes placées principalement en mer le long du littoral avec un nombre d’heures de fonctionnement de 3000h/an, soit un facteur de charge de l’ordre d’1/3 très élevé pour l’éolien, la capacité de production en Twh/an dont l’intermittence pourrait être compensée par les installations pilotables non carbonées serait 24.5 x 3000= 74 Twh.

Il est à noter que le choix d’une capacité de production électrique renouvelable basée essentiellement sur l’éolien maritime, qui aura le taux de disponibilité le plus élevé (environ 34%) est le plus favorable à la compensation de l’intermittence. Pour comparaison, la capacité de production en photovoltaïque en Twh/an dont l’intermittence pourrait être compensée par les installations pilotables non carbonées serait de seulement 24.5 x 1200= 29 Twh.

Si l’on ajoute à la capacité de production en éolien de 74 Twh/an, celle de l’hydroélectrique d’environ 60Twh, on arriverait au mieux à un total de production électrique d’origine renouvelable pilotable ou compensable de 134 Twh/an mais en conservant le niveau de nucléaire actuel de 400Twh. Ceci correspondrait une fraction d’énergies renouvelables gérable sans stockage et sans appel aux énergies carbonées d’environ 134/(400+134) soit 25%.

La conclusion est claire et sans appel. La part de production électrique d’origine renouvelable en France, malgré un parc nucléaire très important et un parc hydroélectrique conséquent pouvant pourvoir efficacement à l’intermittence, ne pourrait dépasser 25% sans stockage massif et sans utilisation d’énergies carbonées. L’appel aux énergies carbonées fossiles pilotables en complément pourrait améliorer un peu ce ratio mais accroitra les émissions de CO2.

C’est d’ailleurs ce que l’on observe dans le monde : aucun pays n’atteint 35% en énergies renouvelables sans hydroélectrique dominant comme la Norvège et/ou sans nucléaire à au moins 40% comme la Suède et/ou sans secteur électrique carboné à au moins 40% comme l’Espagne ou l’Allemagne.

Le stockage de l’énergie renouvelable est donc impératif pour dépasser le quart de la production électrique en énergies renouvelables sans accroitre les émissions de CO2 dues à l’utilisation d’énergies carbonées complémentaires. C’est évidemment encore plus vrai si le nucléaire décroît en visant à terme 100% d’énergies renouvelables.

Quels types et niveaux de stockage seront nécessaires pour parer à l’intermittence dans un scénario de mix électrique s’approchant de 100% d’énergies renouvelables ?

Commençons par faire quelques hypothèses réalistes sur le niveau de consommation électrique visé et sa répartition dans l’année. On suppose que le niveau actuel de consommation électrique hors transports baisse de 10% à environ 460Twh et que la consommation électrique due aux véhicules électriques quasiment généralisés atteint environ 140 Twh, conduisant à une consommation électrique totale de 600Twh. Cette consommation est répartie en 3 parties : plus faible durant les 4 mois les plus ensoleillés en raison de la réduction des usages d’électricité en intérieur, soit 150 Twh, dans la moyenne annuelle durant les 4 mois intermédiaires (mars, avril, septembre, octobre) soit 200Twh et la plus élevée durant la période « hiver » des 4 mois les plus froids, soit 250Twh.

Maintenant choisissons les niveaux possibles et raisonnables de production électrique d’origine éolienne, d’origine photovoltaïque et hydroélectrique et leur répartition dans l’année :

• Production éolienne : une forte prédominance est donnée à l’éolien maritime. En supposant l’installation d’un rideau d’éoliennes de 2km de large sur la moitié des côtes conduisant à environ 32 000 éoliennes, l’éolien maritime pourrait tourner autour de 250 Twh/an. L’éolien terrestre, qui serait multiplié par un facteur 2.5 par rapport à l’état actuel produirait environ 50 Twh, conduisant à une capacité de production éolienne de 300 Twh/an. Cette production est un peu supérieure à la moyenne en hiver
• Production photovoltaïque (PV) en toitures : en équipant les zones bien orientées de la moitié des toitures des logements et bâtiments de toutes sortes (soit 1500km2), on pourrait produire facilement avec un rendement de 20% 300 Twh/an
• Production photovoltaïque au sol : en installant des parcs photovoltaïques sur 3 pour 1000 de la surface du territoire, représentant au total moins de 30% de la surface d’un département, on pourrait produire 200 Twh /an
• La production photovoltaïque totale atteindrait 500 Twh/an répartie en suivant la courbe d’ensoleillement approximativement comme suit : 55% durant la période d’été (275 Twh), 35% en période intermédiaire (175Twh) et 10% en période d’hiver (soit 50Twh).
• La production hydroélectrique moyennant l’accroissement du parc en micro-centrales et quelques centrales houlo-motrices sur les sites favorables peut passer du niveau actuel d’environ 60Twh à 70 Twh. On suppose qu’une « petite » moitié (30Twh) serait disponible dans en période d’hiver et le reste réparti également entre les 2 autres périodes. La production hydroélectrique est supposée être pilotable et donc disponible à tout moment suivant les besoins.

Le gisement de production électrique totale d’origine renouvelable atteindrait 870 Twh/an. A environ 1500 Eur le coût du kw installé, les coûts d’investissement en éolien sont de l’ordre de 200 milliards d’Euros et ceux du PV d’environ 750 milliards d’Euros. L’évaluation du gisement en énergie réalisée ici est très prudente car seulement une partie des toitures bien exposées est supposée disponible pour des panneaux PV, l’éolien terrestre reste au moins 5 fois inférieur au scénario du mix électrique de l’Ademe et le photovoltaïque au sol représente une surface suffisamment faible pour ne pas porter atteinte aux forêts de biodiversité significative et aux paysages. Ce gisement pourrait très probablement être porté à 1000 Twh/an sans problèmes majeurs.

Le bilan des productions électrique d’origine renouvelable (ENR él), production pilotable (en l’occurrence seulement d’origine hydroélectrique) et des besoins de consommation par période est résumé ici :

Au vu du tableau précédent, on peut faire les constatations suivantes :

1)En période d’été la production totale d’ENR él dépasse très largement les besoins de 235 Twh et la production d’ENR él surtout photovoltaïque journalière sera régulière sauf exceptions de courte durée; donc seul un stockage de courte durée (12h à quelques jours maximum) suffirait pour répondre aux besoins

2)En période intermédiaire, la production totale d’ENRél dépasse largement les besoins de 95 Twh mais la production d’ENRél surtout photovoltaïque journalière sera moins régulière : on peut avoir des périodes sans vent ni beaucoup de soleil jusqu’à 1 semaine ; donc un stockage de courte et moyenne durée (12h à 1 semaine) sera nécessaire pour répondre aux besoins

3)En période d’hiver, la production totale d’ENRél est nettement inférieur aux besoins de 60 Twh  : on peut avoir des périodes sans vent ni soleil pendant plusieurs semaines ; donc des stockages de courte, moyenne et longue durée (12h à quelques jours, plusieurs semaines et plusieurs mois) seront nécessaires pour répondre aux besoins

Décrivons alors brièvement les différents types de stockage envisageables sur la base des connaissances et des technologies disponibles ou déjà suffisamment matures.

Stockage de courte durée

Il s’agit de stocker durant quelques heures à quelques jours l’énergie produite pour répondre aux besoins de consommation à court terme. Cela correspond aussi, à l’équilibre, à l’énergie consommée entre quelques heures et quelques jours en cas de chute voire de l’arrêt de la production durant ce laps de temps.

Cela correspond à une capacité cumulée le plus fréquemment d’environ 2 Twh mais pouvant atteindre au maximum quelques jours de consommation, soit environ 8 Twh.

Les modes de stockage de courte durée suffisamment opérationnels et d’un coût raisonnable sont essentiellement les batteries dans une gamme d’énergie de 10kwh au Mwh et de puissance de la dizaine de kw au Mw. Il existe d’autres solutions technologiques prometteuses notamment les supercondensateurs, qui nécessitent d’avoir plus de recul pour être analysées sur le plan des caractéristiques et des coûts. Le coût d’une capacité de stockage en batterie est actuellement d’environ 200 Eur./kwh. Cela conduit à un coût déjà élevé, pour une batterie de voiture électrique de 50kwh (environ 10 000 Euros) et de durée de vie de 10ans, soit environ 1000 Euros/an, mais acceptable en comparaison des coûts d’achat d’un véhicule, de maintenance et d’alimentation en essence (autour de 3000 Eur/an).

Le coût d’une batterie de 10kwh (environ 200 Eur/an) pour les usages courants de l’électricité d’un particulier (3000 kwh par an) sera d’environ 7c/kwh consommé mais pourra atteindre 10c/kwh pour une consommation plus importante (7000 à 10000 kwh/an dans la moyenne par ménage ou un peu supérieure) nécessitant une batterie de 50 kwh si la consommation journalière atteint plusieurs dizaines de kwh. Par prudence, nous retenons un coût de stockage pour les usages domestiques de l’électricité de 10c/kwh. Si on compare ce coût à celui du kwh hors taxe actuel de l’ordre de 12c, on constate que le stockage à court terme en batterie conduirait à un renchérissement conséquent du prix du kwh. Les progrès rapides actuels en matière de stockage à court terme (batteries, supercondensateurs, volants d’inertie,…) laissent espérer que l’on pourra s’en approcher, mais cela reste à confirmer. Les supercondensateurs prometteurs en terme de vitesse de charge et de capacité pourraient constituer les stations de recharge des véhicules électriques mais les coûts restent encore très élevés.

Pour atteindre une capacité totale de stockage à l’échelle du territoire de 8Twh, il faudrait combiner 25 millions de batteries domestiques de 50 kwh (1.25Twh), autant de batteries de véhicules électriques de différentes tailles de 50 à 100 kwh (1.87Twh) et 100 000 supercondensateurs de 10MWh(1Twh), soit un millier par département, qui pourraient permettre entre autres un chargement rapide des véhicules électriques (en quelques minutes). Un complément substantiel serait assuré par les STEP (stations d’énergie par pompage) installées sur les fleuves équipés de grands barrages, qui peuvent atteindre plusieurs Twh en France mais ont un temps de stockage long de la journée à la dizaine de jours en raison des débits de pompage limités et une flexibilité beaucoup moins grande que les batteries.

La puissance totale stockable dans les systèmes de stockage à court terme atteindrait plusieurs centaines de GW pour ceux du type batteries et supercondensateurs et quelques dizaines de GW pour ceux du type STEP et serait donc suffisante pour « encaisser les pics de production éolien ou photovoltaïque.

Le coût hors taxe du kwh produit et stocké momentanément en batterie peut être évalué comme suit. On se base sur un coût de production direct de 12 c par l’éolien surtout maritime et de 4c par le photovoltaïque pondéré par les productions respectives soit 7c ; un coût de distribution de 5.5c /kwh analogue au coût de distribution actuel. Si l’on ajoute le coût de stockage de 10c/kwh proposé ci-dessus, on obtient un prix total hors taxes du kwh de 23c, certes plus élevé qu’actuellement en France (environ 11c) mais pas exorbitant. Il apparaît nécessaire de diviser le coût du stockage par un facteur 2.

Il faut également se garder d’un optimisme béat car la disponibilité de matériaux (par exemple le lithium) limite sérieusement la capacité de stockage envisageable avec les technologies actuelles. L’utilisation d’autres technologies de batteries (ex : Na-ion ) utilisant des matériaux plus abondants que le lithium sera nécessaire.

Stockage de moyenne et longue durée

Il s’agit de stocker durant quelques semaines à quelques mois l’énergie produite pour éponger les surplus de production dépassant la consommation journalière et répondre aux besoins de consommation à moyen/long terme. Cela correspond aussi, à l’équilibre en soustrayant les pertes, à l’énergie consommée entre quelques semaines et quelques mois en cas de production nulle ou insuffisante durant cet intervalle de temps.

Le seul mode de stockage opérationnel à très grande échelle et à moyen/long terme est la conversion par électrolyse de l’énergie électrique en hydrogène puis méthane (étape « power-to-gas » ou P2G), de rendement d’environ 50%, puis en électricité via des centrales thermiques utilisant le méthane généré et stocké (étape « gas-to-power) soit en abrégé « P2G2P ». Le rendement global est d’environ 30% et restera limité à environ 1/3 pendant longtemps sur la base des technologies actuelles.

Ce mode de stockage sera nécessaire pour répondre à 2 objectifs :

1) Stocker les surplus d’énergie électrique éolienne pour disposer d’un stockage d’énergie électrique correspondant à plusieurs semaines de consommation en cas de longue période exceptionnelle sans vent et sans soleil ; nous retenons un montant de 30Twh pour fixer les idées, correspondant à 18 jours de consommation moyenne

2) Stocker les surplus d’énergie électrique issus principalement de la production photovoltaïque très saisonnière pour la période d’hiver ; le montant visé doit compenser durant la période d’hiver l’écart entre la production éolienne (110Twh), la production photovoltaïque (50Twh), la production hydroélectrique pilotable (30Twh) et les besoins (250Twh), soit 60 Twh (voir tableau ci-dessus).

Le niveau de stockage par P2G2P nécessaire est donc de l’ordre de 90Twh. Pour un rendement global de stockage d’1/3, l’énergie à produire et à stocker sera d’environ 270 Twh. On peut noter que la production d’énergie primaire totale nécessaire de 810 Twh est inférieure à la production d’électricité d’origine ENRél potentielle évaluée à 870Twh et donc que le gisement d’énergies renouvelables est largement suffisant.

Il faut cependant vérifier si la puissance de la production à stocker est compatible avec le parc d’installations « powertogas » et en particulier le parc d’électrolyseurs. L’énergie à stocker (270 Twh) sera produite principalement en période d’été et intermédiaire et dans le temps d’ensoleillement effectif d’environ 1000h ; ceci correspond à une puissance de production maximale de l’ordre de 600 GW. Les prototypes d’électrolyseurs industriels actuels peuvent atteindre une puissance de 2MW (1). Cela conduirait à un parc de 3 usines de 1000 unités d’électrolyseurs par département, chaque usine occupant une surface limitée à quelques ha.

Le stockage du méthane produit peut se faire sur la base des technologies actuelles de l’industrie gazière et exigerait environ 3 gazomètres par département ou mieux quelques dizaines de sites souterrains notamment en cavité saline.

Il reste encore à vérifier la faisabilité à grande échelle du P2G2P et la disponibilité des matériaux nécessaires notamment pour les électrodes et les catalyseurs. Ces techniques ne nécessitent probablement pas de saut technologique majeur. Les investissements nécessaires pour monter une filière P2G2P à l’échelle nationale seront cependant gigantesques, de l’ordre de plusieurs centaines de milliards d’Euros.

Le coût de production du kwh gaz produit à partir d’électrolyse serait selon une étude de l’Ademe/GRTGaz/GRDF (2) d’environ 10c, soit 16c par kwh électrique fourni par P2G2P, en supposant un rendement de 60% de la production électrique à partir du gaz obtenu par P2G.

En prenant en compte le rendement global de 1/3 de la chaîne du « P2G2P », un coût de production direct du kwh par ENR él de 7c comme évalué ci-dessus, un coût de production du kwh par G2P de 7c et un coût de distribution toujours de 5 .5c, le coût de production global hors taxe atteindrait 50c. Ce coût de 50c/kwh est évidemment trop élevé mais il est à pondérer par la fraction d’énergie stockée par P2G2P qui sera inférieure à 15%. Néanmoins il sera nécessaire de réduire ce coût par l’optimisation des divers processus de la chaîne du P2G2P.

Vu l’ampleur des investissements pour développer les ENR él, en particulier le photovoltaïque, et ceux nécessaires pour mettre au point et lancer la filière « power-to-gas-to-power » et le coût encore très élevé du kwh produit par cette filière, il paraît intéressant de procéder par étapes et d’évaluer les parts de nucléaire et d’énergie carbonée qu’il serait nécessaire de maintenir dans une période de transition avant de disposer de stockage à grande échelle à coût raisonnable et d’un impact supportable sur le prix du kwh.

Examinons les différentes situations en accroissant progressivement la contribution du P2G2P de 0 à 90 Twh.

En l’absence de stockage à long terme P2G2P, la production photovoltaïque est de 200Twh/an pour limiter les pertes de production PV par manque de stockage puis accrue de 200 à 500 Twh/an (répartis toujours dans les mêmes proportions entre les 3 périodes) en fonction de la contribution croissante du P2G2P. La production électrique d’origine éolienne est maintenue à 300Twh/an.

Plus précisément, les manques de production de longue durée, soit en période d’hiver soit en cas d’une à quelques semaines peu ensoleillées et peu ventées en période intermédiaire, peuvent être compensés, si nécessaire, en partie par un parc nucléaire restreint à 20% maximum du parc actuel et fonctionnant à puissance constante et pour autre partie par un parc de centrales à gaz fossile produisant en période d’hiver seulement. Un surplus de production de 15Twh minimal en énergies pilotables est assuré par sécurité aux périodes intermédiaire et d’hiver. On vise en même temps à minimiser la fraction d’énergies fossiles dans le mix électrique et les émissions de CO2.

Un exemple de résultats détaillés pour la répartition des productions des différentes sources d’énergie suivant les périodes de l’année est présenté dans le tableau suivant en l’absence de stockage à long terme » P2G2P ».

Les résultats globaux obtenus sur la distribution de production entre les différentes énergies en fonction du niveau de stockage par » P2G2P » sont résumés dans le tableau suivant.

Dans un scénario avec un stockage massif à court terme mais sans « P2G2P », il serait possible d’atteindre une fraction de 75% d’énergies renouvelables électriques. Pour atteindre ou dépasser 90% d’énergies renouvelables dans le mix électrique, un stockage par P2G2P d’au moins 50 Twh est nécessaire.

Les émissions de CO2 associées à ce parc restreint de centrales thermiques à gaz fossile produisant seraient au maximum d’environ 0.57 t/habitant, dans le cas sans stockage à long terme (P2G2P), et donc inférieures aux émissions de CO2 actuelles liées à la production d’électricité. Remarquons surtout que dans ce scénario supposant des transports uniquement électriques, les émissions de CO2 totales liés à la production d’énergie électrique et aux transports, seraient environ 7fois inférieures aux émissions de CO2 actuelles dues aux transports thermiques (environ 4t/hab.).

La présente analyse se rapproche d’autres analyses sur la possibilité d’atteindre une part d’énergies renouvelables proche de 90% dans le mix électrique sans appel au « powertogas » (3). Notre analyse reste plus prudente car tenant compte de données sur les répartitions des productions éolienne et photovoltaïque difficilement complémentaires et d’une distribution de la consommation électrique durant l’année plus réalistes et adaptées au cas de la France.

En conclusion, pour passer d’au maximum 25% d’électricité d’origine renouvelable dans le mix électrique à 75% et plus, il est impératif de développer le stockage à court terme, notamment en batteries, et à grande échelle afin de permettre de stocker plusieurs Twh correspondant à quelques jours de consommation. Pour atteindre 90% et plus d’énergies renouvelables électriques, il faut en plus stocker à plus long terme, d’une saison à l’autre, environ 1 à 2 mois de consommation.

Cette analyse de la problématique du stockage d’énergies renouvelables électriques conduit à une vision optimiste sur la capacité technologique d’atteindre une fraction très élevée d’énergies renouvelables. Il faut tempérer cet optimisme en raison des coûts encore élevés du stockage en batteries et encore plus du stockage en supercondensateurs ou via le » powertogas » et des interrogations en suspens sur la disponibilité des matières premières nécessaires.

Cette vision est éloignée :

1) d’une part de la vision défaitiste des partisans d’un nucléaire prédominant dans le mix électrique et jugeant le stockage a priori infaisable ou trop coûteux

2) d’autre part de la vision trop optimiste, voire irresponsable des écologistes partisans du passage rapide à 100% d’énergies renouvelables électriques sans véritable stratégie sur le stockage, au risque d’une explosion des émissions de CO2 dues aux centrales à énergie fossile nécessaires en back-up.

• Hydrogène : AREVA H2Gen révèle un concept d’usine de production de grande capacité à Hannovre http://tecsol.blogs.com/mon_weblog/2017/04/hydrog%C3%A8ne-areva-h2gen-r%C3%A9v%C3%A8le-un-concept-dusine-de-production-de-grande-capacit%C3%A9-%C3%A0-hanovre.html
• Etude sur l’hydrogène et la méthanation comme procédé de valorisation de l’électricité excédentaire Rapport Ademe, GRTGaz, GRDF Septembre 2014 http://www.grtgaz.com/fileadmin/engagements/documents/fr/Power-to-Gas-etude-ADEME-GRTgaz-GrDF.pdf
• Le Power-to-gas n’est pas indispensable pour passer au 100% renouvelable https://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/articles/100-pour-cent-renouvelable-energie-hydrogene-42495/