Le stockage de l’électricité, réalités et perspectives

Excellente étude de Georges Sapy pour Sauvons Le Climat sur les possibilités, ou plutôt les impossibilités du stockage que nécessiterait le développement des énergies intermittente que sont l’éolien et le solaire.

Sur ce blog, un simple résumé,. SVP, si ça vous intéresse, allez voir l’étude complète et vous pourrez appréciez comment travaille Sauvons Le Climat, et à quel point c’est plus sérieux que Negawatt !

https://www.sauvonsleclimat.org/images/articles/pdf_files/etudes/Etudes_Sapy/2018-03-Georges-Sapy-Le-stockage-de-llectricit-ralits-et-perspectives.pdf

L’augmentation de l’éolien et du solaire implique des besoins de stockage très importants

Pourquoi stocker l’électricité ? L’accroissement des besoins de stockage de l’électricité est une conséquence directe de l’émergence de sources d’électricité renouvelables intermittentes, éoliennes et photovoltaïques. C’est en effet le seul moyen de faire coïncider ces productions aléatoires et intermittentes et les besoins de consommation, largement décorrélé.

Sur cette décorrélation,  on consultera utilement le thread très bien argumenté et illustré de François Bréon où l’on peut voir la très belle corrélation avec la consommation du nucléaire et de l(‘hydraulique ( ça s’est du pilotable non carboné)…et l’absence totale de corrélation pour l’éolien et pire encore pour le photovoltaïque (intermittente, non pilotable !)

https://twitter.com/fmbreon/status/1290247056427110402?s=09

 Donc, voilà pour le nuc- belle corrélation

Et voilà pour l'éolien et le solaire ; nib de corrélation. D'où la nécessité du stockage

Et donc, après la nécessité du stockage, on va voir son impossibilité ! 

Georges Sapy distingue 3 situations :

1) Le stockage de l’électricité à petite/moyenne échelles pour des durées très courtes (typiquement stockages journaliers pour les usages domestiques et tertiaires) est d’ores et déjà opérationnel tout en conservant des marges de progrès complémentaires. Les batteries électrochimiques apparaissent de plus en plus comme la technologie de référence pour répondre à ces applications ?..

Ordres de grandeurs : La consommation moyenne d’un logement en électricité spécifique (exclusivement dédiée aux applications qui ne peuvent être satisfaites par une autre forme d’énergie éclairage, appareils électroménagers, audio-visuel, informatique, etc. hors usages thermiques, donc) est actuellement de l’ordre de 2 400 kWh/an, soit environ 6,6 kWh/jour. Si l’on veut stocker une journée de consommation avec une batterie dont le rendement de stockage/déstockage (électronique de conversion du réseau au réseau comprise) est de l’ordre de 85 %, il faut donc que la capacité opérationnelle de la batterie soit d’au moins 6,6/0,85 ≈ 8 kWh environ en valeur arrondie. NB : à titre indicatif et de comparaison, les voitures électriques les plus récentes de moyenne gamme ont des batteries dont les capacités sont de l’ordre de 40 à 50 kWh environ

Commentaire : donc faisable, mais attention, le chauffage est exclu !

2) Le stockage de l’électricité à moyenne/grande échelle pour des durées courtes à moyennes (typiquement stockage de quelques heures à quelques jours pour les besoins d’équilibrages partiels des réseaux d’électricité)

Ordres de grandeurs :

Si l’on prend l’exemple de la Martinique et de la Guadeloupe, leurs consommations journalières moyennes sont de l’ordre de 4 et 5 GWh/Jour, respectivement.  Un stockage par batteries Lithium-ion (les plus performantes actuellement) serait théoriquement possible, mais coûterait très cher ! Aux prix actuels de ces batteries (≈ 200 €/kWh minimum pour des batteries industrielles de très grande et en tenant compte d’un rendement de stockage/déstockage global de 0,85, le dimensionnement de la batterie conduirait à une facture de l’ordre du Md€ (respectivement 0,95 et 1,2 en chiffres ronds).

On voit donc que dès ces niveaux de consommation très modestes (300 fois inférieurs à la consommation métropolitaine moyenne en ordre de grandeur) on se heurte à des limites physiques ou économiques. Tout cela pour stocker une seule journée de consommation moyenne

Si l’on prend l’exemple d’une journée d’hiver très froide en France métropolitaine, la consommation journalière atteint couramment 1 800 GWh/Jour,…Peut-on stocker une telle quantité d’énergie ? Là encore, le recours aux solutions de stockage actuellement disponibles permet de prendre conscience de l’ampleur des limites :

La capacité totale des 6 STEPs (Stations de transfert d’énergie par pompage) installées en France métropolitaine, pourtant de puissances / capacités unitaires de stockage très conséquentes, ne permet de stocker au mieux qu’environ... 100 GWh. Ce qui correspond à... 1h 20mn seulement de consommation d’une journée très froide ! Il faudrait donc multiplier par au moins 18 la capacité actuelle de ces STEP, ce qui est physiquement hors de portée, la quasi-totalité des sites géographiques adaptés étant équipés.

Le recours aux batteries n’est pas davantage réaliste. En effet, installer 1 800 GWh de batteries Lithium-ion coûterait la bagatelle de... 360 Mds€ aux prix actuels ! Tout cela pour une durée de vie de l’ordre de 10 ans, qu’il faudrait renouveler ensuite….

Même en tenant compte d’éventuelles améliorations, ça ne le fait pas !

Sans parler des limites des ressources en Lithium et autres métaux rares entrant dans la fabrication de ces batteries, ni du traitement problématique de leurs déchets. On se heurte ici à des limites à la fois physiques et économiques. Tout cela pour satisfaire les besoins de stockage... d’une seule journée froide de consommation ! En tout état de cause très insuffisante, dans la mesure où une absence de vent et de soleil peut dépasser 5 à 7 jours... Voire plus !

3) Le stockage de l’électricité à très grande échelle (stockage de MASSE) et pour des durées pouvant être très longues (stockage INTER-SAISONNIER) n’a ACTUELLEMENT AUCUNE SOLUTION PHYSIQUEMENT OU ÉCONOMIQUEMENT VIABLE. Ce type de stockage est pourtant indispensable dans la perspective d’une forte pénétration d’électricité intermittente éolienne ou photovoltaïque pour pallier leurs manques  (absence totale de vent et/ou de soleil pouvant durer jusqu’à plusieurs jours consécutifs lors de conditions anticycloniques hivernales). Les besoins en énergie sont en effet tellement importants dans ces circonstances qu’aucune solution connue ou envisagée n’est pour l’instant capable de les satisfaire pour différentes raisons : (Les  STEPs actuellement installées en métropole sont très loin du compte malgré leurs puissances/capacités respectables : il faudrait multiplier ces dernières par... 18 pour stocker la consommation d’une seule journée froide d’hiver !)

Autres techniques présentées comme la solution par les zélateurs des ENR!

1) Le stockage de l’air comprimé

Là encore, l’ordre de grandeur nous indique que c’est une plaisanterie. Utiliser un volume de stockage d’air globalement équivalent à celui des capacités souterraines actuelles de stockage de gaz naturel, pourtant considérables, ne permettrait de stocker qu’environ 0,3/1,8 = 1/6ème de la consommation d’une seule journée de forte consommation hivernale (1,8 TWh, cf. plus haut) ! On est donc très loin du compte ce qui permet de conclure que le stockage d’air comprimé ne permet pas de faire du stockage de masse, encore moins inter-saisonnier.

Ou encore pour stocker une seule journée de forte consommation hivernale il faudrait disposer de cavités souterraines à peu près... 6 fois plus volumineuses que celles (pourtant déjà considérables) permettant de stocker 3 mois de consommation de gaz naturel. Ce qui se situe au-delà de toute réalité..

Ceci résulte du fait…incompressible… que l’énergie mécanique de pression n’est pas assez concentrée. Pour  un même volume stocké (celui de l’ensemble des réservoirs gaziers), l’air comprimé permet de produire 0,3 TWh d’électricité et le gaz ≈ 79 TWh (à partir donc de 132 TWh) !

2) Le stockage chimique (Power to Gas to Power)

- La seule solution permettant le stockage de masse inter-saisonnier est le recours au stockage chimique, en l’occurrence sous la forme de gaz combustibles que sont l’hydrogène ou le méthane de synthèse. C’est la solution dite « Power to gas to power » en anglais, qui comprend la voie hydrogène (ce dernier étant produit par électrolyse de l’eau à partir d’électricité renouvelable intermittente) et la voie méthanation qui prolonge la précédente afin d’obtenir du méthane de synthèse par combinaison d’hydrogène avec du CO2.

Voie hydrogène : Électricité è Hydrogène è Électricité

Voie méthanation :   è Hydrogène è Méthane è Électricité

Ordres de grandeurs :

L’énergie transformable en électricité d’un m 3 de méthane comprimé à 70 bars est à peu près 260 fois plus importante que celle d’un m33 d’air comprimé à la même pression. Et pour l’hydrogène, le rapport est de 70. On retrouve là les ordres de grandeur des densités énergétiques des énergies fossiles carbonées.

Malheureusement, ces modes de stockage souffrent d’un handicap majeur : leurs chaînes de transformations physiques et chimiques sont complexes et longues, ce qui entraine des pertes énergétiques très importantes, conduisant à des rendements globaux très faibles « du réseau au réseau ». Typiquement, ces derniers sont actuellement de l’ordre de 30 % pour la voie hydrogène et 20 % pour la voie méthanation.

Ce qui signifie concrètement que pour pouvoir déstocker 1 kWh d’électricité, il faut en avoir « consommé » plus de 3 avec la voie hydrogène et 5 avec la voie méthanation !

Les progrès et études en cours laissent espérer qu’on peut puisse atteindre un rendements maximum possible de l’ordre de 43 % pour la voie hydrogène et 36 % pour la voie méthanation. C’est mieux mais encore insuffisant.

Quelles sont les conséquences de ces limites physiques ?

Répétons- le  pour pouvoir déstocker 1 kWh d’électricité, il faut en avoir « consommé » plus de 3 dans la filière hydrogène et 5 dans la filière méthanation.

Ces faibles rendements ont  un impact économique majeur pour deux raisons qui additionnent leurs effets négatifs car il impose :

- De surdimensionner les installations, les quelque 3 à 5 kWh d’électricité entrante nécessaires pour pouvoir déstocker 1 kWh d’électricité sortante devant être utilisés quand ils sont disponibles, compte tenu de leur caractère fatal car issu de sources éoliennes ou photovoltaïques non maîtrisables,

- D’acheter  (et donc de produire) ces 3 à 5 kWh d’électricité entrante pour en revendre 1 seul, dont le prix de vente devra supporter le coût de ces achats.

- Si l’on ajoute que les sources éoliennes ou photovoltaïques ne fonctionnent qu’une très faible partie du temps en équivalent de leur pleine puissance (environ 23 % pour l’éolien et 13 % pour le photovoltaïque),  il en sera de même pour les installations d’électrolyse notamment. Elles seront par conséquent d’autant plus difficiles à amortir, d’autant plus que leur durée de vie risque d’être abrégée par leur fonctionnement discontinu, ce qui renchérit à nouveau fortement les coûts. Dans les conditions actuelles de rendement, de coûts d’investissement et de prix d’achat de l’électricité supposée issue d’éoliennes (de l’ordre de 70 €/MWh minimum) et eu égard aux faibles durées d’utilisation des installations (< 3 000 heures/an), les coûts de l’électricité déstockée se situent très approximativement en ordre de grandeur vers : * ≈ 300 €/MWh environ pour la voie hydrogène, * ≈ 500 €/MWh environ pour la voie méthanation.

On notera que dans l’hypothèse de l’utilisation des seuls surplus d’électricité intermittente, supposée gratuits, les coûts sont du même ordre de grandeur car les installations fonctionnent alors encore moins de temps dans l’année (< 900 heures/an pour fixer les idées) ce qui fait exploser les coûts d’amortissement. Inutile de souligner que ces coûts sont exorbitants : ils sont grosso modo 5 à 10 fois supérieurs aux prix moyens du marché spot de l’électricité qui oscillent fréquemment entre 45 et 60 €/MWh en cet hiver 2018.

Il faut ajouter à ce bilan très défavorable les conséquences systémiques négatives des pertes énergétiques très élevées de ces systèmes : en effet, ces dernières doivent être compensées par des productions d’électricité amont supplémentaires, à raison, pour chaque kWh déstocké, de 3 – 1 = 2 kWh pour la voie hydrogène et 5 – 1 = 4 kWh pour la voie méthanation. Si les coûts de ces productions sont déjà pris en compte dans les coûts globaux ci-dessus, il n’en va pas de même des effets systémiques collatéraux : il faut en effet multiplier les moyens de production, ce qui implique des investissements supplémentaires extrêmement importants pour la collectivité. Sans parler des impacts négatifs de ces moyens sur l’environnement, les paysages, etc…Er leur acceptabilité !

Conclusion :

La  seule  filière physiquement apte à faire du stockage de masse, y compris inter-saisonnier, celle de l’hydrogène ou du méthane ont à faire face à la réalité physique et à des rendements extrêmement défavorables. Cette filière  est non seulement économiquement non viable actuellement, mais les progrès qui seraient nécessaires pour la rendre viable seront extrêmement difficiles à concrétiser et très  très incertains.

Ce qui  conduit à conclure que le stockage de masse inter-saisonnier n’a pour l’instant et probablement pour longtemps pas de solution... En attendant, il est donc IMPOSSIBLE DE SE PASSER DES ÉNERGIES DE STOCK : nucléaire et/ou gaz naturel.

Le stockage pour rendre les EnR intermittentes propre n'existe pas et n'existera pas dans un avenir proche à un prix acceptable et en quantité suffisante pour le backup de l'intermittence

Commentaire sur la production d’hydrogène. L’étude oblige à critiquer sérieusement ce mantra des partisans d’un développement important des ENR qui consiste à les développer en très importantes surcapacités ( mais où, comment, avec quelle acceptabilité et quel coût écologique) et   utiliser l’hydrogène pour stocker leur surplus de production quand surplus il y a. C’est thermodynamiquement, physiquement et économiquement tout simplement trop coûteux et non supportable. Ca le fait tout simplement pas

Si par contre, l’hydrogène devait devenir un vecteur important de la mobilité ( la voiture à hydrogène supplanterait la voiture électrique, elle a quelques atouts pour cela et Toyota et BMW sont bien décidés à explorer sérieusement cette voie), alors il faudrait trouver des moyens de produire massivement de l’hydrogène décarboné.

Electrolyse : La manière la plus verte de produire de l’hydrogène est par électrolyse, ce qui signifierait des besoins supplémentaires importants en nucléaire ( production massive, pilotable et décarbonée)

Actuellement, l’électrolyse ne représente que 4% de la production d’hydrogène.

Décomposition thermique de l’eau : Une autre manière verte de produire de l’hydrogène est par décomposition thermique de l’eau, ce qui nécessité d’atteindre des chaleurs de 900 à 1000 degrés. Là, deux sources d’énergies peuvent être utilisables : le solaire à condensation, mais cette solution est peu explorée.

En revanche, une autre solution est techniquement validée : les réacteurs nucléaires  à très haute température (VHTR) ont été d’emblée destinés à la cogénération d’électricité et d’hydrogène. Les VHTR peuvent être construits de façon modulaire (SMR), dotés de sûreté passive et d’une efficacité thermique élevée. Leur construction modulaire permet des coûts d’opération et de maintenance modérés.

Plusieurs prototypes sont en cours d’évaluation : au Japon, le HTTR ; en Chine, le HTR10 ; aux États-Unis, General Atomics évalue un SMR/EM2 (850°C) à neutrons rapides, de rendement élevé (53%), pouvant opérer pendant 30 ans avec le même combustible.

En résumé, en cas d’impulsion économique forte en faveur d’une production industrielle centralisée d’hydrogène/énergie, la filière VHTR dispose d’une base technologique déjà robuste, les incertitudes subsistant dans les technologies des matériaux résistant aux corrosions sévères aux très hautes températures et aux radioactivités intenses.

Biomasse : aucun intérêt, le coût de la matière première reste trop élevé et privilégie la production, plutôt que d’hydrogène, de biocarburants liquides directement injectables dans les réseaux existants.

Le vaporeformage des hydrocarbures (Steam Methane Reforming en anglais) : Ce procédé de production est actuellement ultra-dominant (96%).  

Ce vaporeformage du méthane, après désulfurisation du gaz naturel, se fait en deux étapes à haute température (entre 700°C et 1 000°C) selon les réaction suivantes :

H2O + CH4 → CO + 3 H2 (fortement endothermique : + 190 kJ/mole)

CO + H2O → CO2 + H2 (faiblement exothermique : - 40 kJ/mole)

À la sortie du vaporéacteur, l’hydrogène pur est séparé du CO2 qui peut être capturé.

Le gros inconvénient : le vaporeformage est associé à une très lourde émission de CO₂ : pour une tonne de H₂ produite, 10 à 11 tonnes de CO₂ sont produites et en général émises dans l’atmosphère.

Le vaporeformage est le procédé le plus économique actuel pour produire l’hydrogène industriel. Évalué à 1,5 €/kg, son coût au kg reste cependant le triple de celui du gaz naturel hors taxe carbone (donc en ne tenant pas compte de sa lourde empreinte environnementale).

Le problème est que ni écologiquement (11 tonnes de CO2 pour une tonne d’hydrogène produit), ni économiquement, on a intérêt à transformer du gaz en hydrogène lorsqu’on peut utiliser le gaz…C’est absurde, et c’est absurde à tout point de vue de remplacer un véhicule GPL par  un véhicule hydrogène en générant l’hydrogène par vaporeformage  !

Le vaporeformage ne peut être une source ni d’hydrogène vert, ni d’hydrogène pour la mobilité. Assez logiquement d’ailleurs, il ne peut être qu’une production d’hydrogène pour les cas spécifiques où celui-ci ne peut être remplacé par le gaz !