Stockage de l’électricité, Serge Vidal*

Par nature, l’électricité, qui est un déplacement de particules chargées, ne se stocke pas. Mais, à l’exception de l’énergie hydraulique, la plupart des techniques actuelles de stockage sont immatures, coûteuses ou inadaptées aux besoins du système.
*Serge VIDAL est ingénieur-chercheur, délégué syndical CGT EDF R&D, membre du Comité de groupe EDF.

L’électricité est un vecteur énergétique. Ce que l’on appelle stockage de l’électricité correspond en fait à de l’énergie stockée sous d’autres formes (mécanique, électrochimique, chimique, thermique…), issue de l’électricité et reconvertie plus tard en électricité. Le stockage de l’électricité est donc très lié au stockage des énergies en général. Chacun de ces stockages a ses propres caractéristiques en termes de maturité, de puissance, de rendement d’énergie restituée, de densité énergétique, de rapidité de réponse, de durée d’exploitation ou cyclabilité et de sécurité.
Pour le stockage dit « électrique », on distingue les usages hors réseau – dans des équipements mobiles (informatique, téléphonie, mobilité…) –, les petits réseaux isolés, notamment insulaires, et les grands réseaux continentaux. Pour les activités qui ne supportent pas d’interruption électrique (hôpitaux, aciéries, centres de communications et de données informatiques, sites militaires…), des groupes électrogènes assurent la continuité de fourniture électrique.
Pour pouvoir assurer l’équilibre offre/demande, l’arbitrage temporel est consubstantiel des réseaux électriques. On distingue pour cela : la réserve primaire, qui compense automatiquement un écart constaté sur la fréquence avant 30 s ; la réserve secondaire, activée dans les 30 s après un aléa ; et la réserve tertiaire, diversifiée, activable en 15 min, 30 min, etc. Cet arbitrage est fortement sollicité par l’introduction croissante des énergies éoliennes et solaires, intermittentes et fatales.
Le stockage est donc une brique dans un ensemble de moyens permettant d’adapter la fourniture et la demande d’électricité, en complément de la disponibilité des sources d’énergie amont, des interconnexions, de la flexibilité des usages, de l’écrêtement, effacement, différentiation temporelle ou délestage subi par les usagers.
La station de transfert d’énergie par pompage (STEP) du lac Noir, dans les Vosges. Il y a six grandes STEP en fonctionnement en France, d’une puissance totale d’environ 5 GW.
ESTIMATION FACILE, SATISFACTION DIFFICILE
Le stockage centralisé de l’électricité est fortement recherché pour faire face à la montée en puissance de certaines énergies renouvelables non pilotables. Il est aussi recherché pour optimiser l’usage des moyens de production dans le cadre des prix fluctuants sur les marchés électriques. Il peut également faciliter l’accès à l’électricité, pour des usages limités (éclairage, recharge de téléphone) dans des régions éloignées des réseaux existants.
Le stockage électrique est annoncé comme pouvant permettre le développement de l’autoconsommation électrique individuelle ou collective, sans que les questions de coût semblent abordées à ce niveau. S’il est facile d’estimer des besoins de stockage suivant différents scénarios de mix électrique, autre chose est de disposer des moyens correspondants. On confond souvent croissance du stockage et proportion de celui-ci dans le système, le flux et le stock, ou encore les dispositifs existants et ceux à venir.
Les recherches sont actives, notamment pour les appareils mobiles. Des progrès ont été faits ces dernières années, mais il y a loin de la coupe aux lèvres en termes de coût, de matériaux et d’espace pour garantir une sécurité de fourniture électrique suffisante en cas de développement intensif de l’éolien et du solaire (énergies renouvelables intermittentes [EnRI]). Les scénarios à dominante EnRI tablent d’ailleurs sur une forte baisse des consommations électriques alors que la décarbonation des usages énergétiques nécessite une électrification renforcée et que les besoins insatisfaits en électricité sont importants. La fermeture prématurée des centrales thermiques, qui assurent actuellement une flexibilité d’approvisionnement complémentaire à l’hydraulique, va solliciter, en plus, fortement la gestion de l’équilibre offre/demande.
Chercher et investir dans le stockage est nécessaire; tabler sur des résultats non garantis, et parfois illusoires, revient à mettre gravement en danger la continuité de fourniture électrique et la sécurité d’approvisionnement. L’électricité est indispensable au quotidien dans nos sociétés développées, c’est un enjeu majeur de justice sociale et de développement. Une rupture d’approvisionnement peut désorganiser gravement l’économie d’un pays et mettre en danger des fonctions vitales.
LES TECHNIQUES DE STOCKAGE
Stockage mécanique Les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) sont le principal moyen de stockage mécanique, famille de stockage qui inclut aussi le stockage d’énergie par air comprimé (SEAC) et les volants d’inertie.
STEP. Une STEP se compose de deux réservoirs hydrauliques, en amont et en aval, de pompes et de turbines. Le réservoir aval peut être soit une retenue, soit un cours d’eau, soit la mer. Le principe est de pomper l’eau du réservoir aval pour remplir le réservoir amont, puis de turbiner cette eau au moment où la demande est forte. Ces ouvrages peuvent stocker des quantités d’énergie importante (> 1 GWh) pour des puissances élevées (> 100 MW).
Les coûts d’investissement sont très dépendants de la configuration du projet – dans certains cas, il s’agit de relier avec des conduites extérieures des lacs existants ; dans d’autres cas, il faut creuser des tunnels, construire des barrages, etc. – et varient de 1 à 3 M€ le mégawatt installé, ce qui, dans tous les cas, est élevé par rapport à la production électrique directe.
Il s’agit d’une technologie mature, avec un bon rendement (80 %) et une durée d’exploitation supérieure à cinquante ans. Les freins à la multiplication de ces pompages-turbinages résident dans leur coût relatif et dans la disponibilité des sites ainsi que dans leur acceptation par les riverains. Il y a six grandes STEP en fonctionnement en France, d’une puissance totale d’environ 5 GW.
SEAC. Le SEAC consiste à comprimer de l’air dans une cavité puis à le détendre pour produire de l’électricité. Les cavités d’air peuvent être salines, comme pour le gaz naturel, ou des mines avec colonne d’eau, des cavernes de gaz déplété ou encore des aquifères. Il existe, sur le papier, différentes familles de SEAC (gaz, adiabatique, isotherme) suivant la gestion de la température lors de la compression ou de la détente de l’air. Actuellement seulement deux SEACgaz ont été déployés dans le monde. Les coûts d’investissement sont de l’ordre de 1 M€/MW pour dix heures de stockage avec un rendement de 55 %.
Volants d’inertie. Il s’agit de stocker l’énergie dans une masse tournante, sous forme cinétique donc, de façon à pouvoir la réutiliser ensuite. L’énergie maximale qu’il est possible d’y accumuler dépend de la géométrie de cette masse et du matériau utilisé. La masse tournante est entraînée à vitesse variable par un moteur-générateur. L’ensemble est généralement confiné dans une enceinte pour assurer la sécurité et maintenu sous vide pour limiter les frottements. Une chaîne de conversion à électronique de puissance permet la gestion du dispositif.
Cette technologie est mature pour des petites puissances. Ces systèmes, commercialisés depuis les années 1990, servent pour l’alimentation de technologies qui ne supportent pas les interruptions d’alimentation électrique. Les puissances en jeu sont de l’ordre de plusieurs kilowattheures, voire plusieurs centaines, avec stockage court (minute ou seconde), pour une longue durée d’exploitation (jusqu’à trente ans).
Stockage électrochimique Une batterie électrochimique (parfois appelé « pile rechargeable ») est composée de deux électrodes à polarité différente séparées par un séparateur qui évite le court-circuit mais permet aux ions de transiter grâce à un électrolyte qui imprègne l’ensemble. En lien avec la mobilité, des progrès ont été faits sur cette technologie ces dernières années.
La gamme des batteries est vaste, relativement aux matériaux utilisés. La nature des électrodes et de l’électrolyte varie selon la technologie employée : plomb, lithium, nickel, cadmium, sodium…
Les batteries au plomb, les plus anciennes et les plus utilisées actuellement, ont un bon rendement (80 %) et un plus bas coût (50 à 200 €/kWh). Les batteries alcalines sont surtout utilisées dans les équipements électroportatifs professionnels, mais l’usage du cadmium est limité pour les applications grand public du fait de sa toxicité.
Les batteries au sodium sont des batteries « chaudes », qui doivent être maintenues à une température de 300 °C. Elles peuvent avoir des rendements élevés (90 %), mais présentent des risques intrinsèques car le sodium brûle au contact de l’air.
Les batteries au lithium (Li-ion) ont une densité énergétique (jusqu’à 700 Wh/L) et des rendements élevés (> 90 %). Elles s’imposent actuellement dans les produits électroniques nomades. Elles présentent toutefois un risque d’emballement thermique en cas de surcharge ou de surchauffe. Certaines batteries sont des hybrides entre batteries et piles à combustible (zinc-air, lithium-air), ce qui permet de façon théorique de fortement augmenter la densité d’énergie (500 Wh/kg). Pour de faibles puissances et peu de contrainte d’empreinte au sol, il existe des batteries à circulation externe avec des réservoirs de produits chimiques.
Les super-condensateurs, dans lesquels il n’y a pas de transformation chimique ou structurelle des électrodes, stockent des charges dans la couche superficielle des électrodes. Ils présentent une bonne densité de puissance (5 kWh/kg) au détriment d’une énergie limitée (4 Wh/kg). Un super-condensateur est constitué de deux collecteurs de courant, généralement en aluminium, et de deux électrodes identiques non polarisées plongées dans un électrolyte organique ou aqueux.
Stockage thermique Le stockage thermique permet de différer l’usage de la production électrique l’ayant généré (CEC : conversion d’électricité en chaleur) ou de stocker la chaleur produite avant de la transformer en électricité (CCE : conversion de chaleur en électricité). On peut stocker soit par chaleur sensible en augmentant la température d’un solide ou d’un liquide (eau, huile, sels fondus), soit par chaleur latente en exploitant l’absorption ou la libération de chaleur lors du changement de phase du matériau, soit par une réaction chimique endothermique réversible. Les solutions les plus employées sont le stockage d’eau chaude ou d’eau glacée.
Les ballons électriques à accumulation pour l’eau chaude sanitaire chez les particuliers représentent la solution CEC la plus répandue avec environ 12 millions d’unités installées, représentant environ 20 TWh de stockage. Deux technologies cohabitent actuellement dans ce domaine : chauffage par simple effet Joule à l’aide d’une résistance et cycle thermodynamique avec une pompe à chaleur intégrée. Du stockage thermique intra-saisonnier est possible dans des réservoirs enterrés, aquifères ou souterrains. Ces systèmes nécessitent une place importante au sol pour le réservoir ou les sondes.
Le CCE correspond essentiellement à l’inertie du solaire thermodynamique, dans lequel un stockage thermique complémentaire (eau pressurisée, sels fondus, céramiques…) permet de fournir de l’électricité lors d’épisodes nuageux. Les sels fondus permettent un stockage sur plusieurs heures.
Stockage chimique L’hydrogène, par sa forte densité énergétique (3 fois plus importante que celle du gazole) et ses diverses possibilités de stockage (gazeux, liquide ou solide), est un substitut possible des hydrocarbures et un outil d’interopérabilité des réseaux électrique et de chaleur. Sa combustion n’émet ni gaz à effet de serre ni polluant. Sa production par électrolyse consomme de l’électricité. Aujourd’hui, le coût du cycle électricité- hydrogène-électricité est 80 fois supérieur au prix de l’électricité connectée pour un bâtiment ou un quartier autonome. Le stockage massif de l’hydrogène, découplé de sa production, peut être géologique.
Les méthodes de stockage et de distribution de l’hydrogène sont plus ou moins coûteuses en fonction des volumes, de la pression et de la durée du stockage. Il est stocké sous forme gazeuse à 200 bar, en bouteille, pour des consommations inférieures à 50 m3/h. Dans les véhicules à pile à combustible, il est stocké à 700 bar. Pour plusieurs centaines de mètres cubes par heure, il peut être conditionné sous forme liquide à – 253 °C, ce qui mobilise 30 % de son pouvoir calorifique. Pour les grosses consommations, il existe des réseaux de canalisation.
L’usine de fabrication de batteries lithium-ion Tesla Gigafactory 1, dans l’État du Nevada, aux États-Unis.
PERSPECTIVES
Les moyens de stockage vont progresser en lien avec la consommation électrique. Dans ce contexte, il y a prolifération d’acteurs privés, prolifération favorisée par la réglementation européenne qui interdit la gestion centralisée du stockage par les gestionnaires du réseau.
Les STEP et les grosses batteries se développent, mais l’importance que certains leur prédisent se heurte à des problèmes de place et de coût, et pour certaines batteries à des problèmes d’approvisionnement en matériaux (terres rares, lithium…). Les quantités de lithium et de cobalt nécessaires pour les besoins du parc de véhicules électriques projeté en France dépassent, à technologie inchangée, les productions mondiales actuelles de ces matériaux. L’adaptation et le développement des filières minières sont donc incontournables. L’ADEME, dans une étude volontariste, prévoit 20 GW de stockage par batterie, en 2060, avec un déploiement à partir seulement de 2045.
En termes de coût, par exemple, ceux des batteries Li-ion ont baissé de 20 % par an entre 2010 et aujourd’hui, baisse qui est projetée de 4 % par an jusqu’en 2030, avec un prix de l’ordre de 100 €/kwh; valeur à comparer à des coûts de 100 €/MWh pour les installations de production, soit un facteur 1000.
Si le stockage électrique va jouer un rôle croissant dans les réseaux isolés, son intégration dans les réseaux interconnectés existants se présente différemment. Les STEP, qui permettent de stocker de l’énergie en grande quantité sur une longue période, représentent 99 % des moyens de stockage de l’électricité actuels, mais peu de STEP sont en construction. Un potentiel de 2 GW est annoncé pour la France (+ 40 % par rapport à l’existant, ce qui n’est pas une révolution). Un stockage équivalent par batteries serait bien plus coûteux et extrêmement volumineux. Une batterie de 1 MWh occupe le volume d’un conteneur maritime, donc stocker 1 TWh pendant un mois représenterait 1 million de ces conteneurs. Rappelons que la consommation électrique française actuelle est de l’ordre de 500 TWh.
Certains prédisent un couplage massif entre le réseau et le stockage diffus chez les particuliers, il reste que le rythme d’équipement en batteries à ce niveau dépendra là aussi du prix de celles-ci en comparaison du prix de l’électricité disponible, prix qui doit rester contenu. La seule voie de stockage diffus crédible repose sur le parc de véhicules électriques à venir, mais on ne sait pas à quel moment un couplage optimisé entre ce parc de batteries et le réseau sera opérationnel.
La fabrication de gaz de synthèse servant par la suite à produire de l’électricité est aussi mise en avant. Or ce cycle qui induit des surcoûts importants entre en concurrence, comme les autres moyens de stockage de l’électricité, avec la flexibilité et la disponibilité des sources énergétiques classiques. Dans tous les cas, du point de vue du climat, il faut avant tout s’assurer que l’origine de l’électricité convertie dans le stockage est décarbonée, comme celle qui sert à la fabrication des composants utilisés. Produire de l’hydrogène avec de l’électricité décarbonée (hydrogène beaucoup utilisé dans l’industrie par ailleurs), fabriquer des batteries avec de l’électricité décarbonée (batteries qui comptent pour moitié dans la consommation d’une voiture électrique) sont deux enjeux climatiques prioritaires quelle que soit leur part dans le mix.

La conversion de l’électricité en stock d’énergie restituable ne pourra se généraliser qu’à la condition qu’elle soit plus efficace que l’utilisation des stocks modulables d’énergie disponibles par ailleurs.

Légende de l’image mise en avant pour cet article

Transformateur de Tesla au Palais de la Découverte, Paris, France.
L’électricité ne peut se stocker que par des formes indirectes d’énergie.

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