Le mythe bien écorné de El Hierro : un territoire a-t-il essayé de se doter d'une production électrique 100% renouvelables ?

 2 tweets remarquables de @XXC Benard @vbenard et un dossier de 2016 très complet de Sauvons Le climat (Hubert Flocard). Le texte ci-dessus est entièrement basé sur celui C Benard

https://twitter.com/vbenard/status/1605832512076333056?t=CdPQruEbHhkwDzpjcMcWvA&s=09

https://twitter.com/vbenard/status/1604744608574906368

https://www.sauvonsleclimat.org/images/articles/pdf_files/etudes/160129_GDV_SixMois_VF.pdf

Et bien oui. L'île de El Hierro (archipel des Canaries), a tenté de le faire. La presse mondiale a célébré cette tentative au démarrage du projet. En fait, c'est un échec abyssal.

Sur le papier, l'île a tout pour être un prototype idéal de la transition énergétique

Moins de 300 km2 et de 11 000 habitants, isolée (pas de câble d'alimentation électrique venant d'ailleurs), mais un régime de vent favorable et un relief escarpé.. sommet à 1500m) permettant d'installer une STEP (Station de Transfert d'Énergie par Pompage) à 700m d'altitude à moindre coût, en utilisant un cratère de volcan inactif, dont avec peu de génie civil. Une STEP est supposée être le moyen le plus efficace de stocker les surplus d'énergie éolienne: le surplus est utilisé pour pomper de l'eau vers le réservoir haut, agissant comme un lac de barrage, relâchant l'eau vers une usine hydroélectrique en cas de besoin. La possibilité d'installer une STEP à "moindre coût", en l'absence d'autre alternative de stockage digne de ce nom (le stockage batterie ou hydrogène relève pour l'heure du fantasme technologique très loin de la faisabilité concrète, pour une autre fois), ... laissait espérer que les générateurs diesel de la centrale existante, qui ont été conservés par prudence, ne fonctionneraient que lors de périodes de creux de vent tout à fait exceptionnelles.

Les conditions de vent laissaient espérer un facteur de charge des éoliennes de 50%, très loin au dessus de ce qu'on observe généralement dans l'éolien continental (France ≈14%, Allemagne Idem). Et l'ensemble du projet, subventionné par l'Union Européenne, a été conçu sur des bases techniques conformes aux meilleurs standards du moment. Notamment, les éoliennes Enercon (allemandes) sont conçues pour "lisser" les à-coups du vent, limitant théoriquement leurs impacts sur la stabilité de la grille. (un point qui va s’avérer important)

Une étude technique de 2012 concluait d’ailleurs que la turbine hydraulique de la STEP serait un bien meilleur stabilisateur de réseau que les backups diesel.

Bref, le projet naissait sous les meilleurs auspices, et lors du lancement du projet en 2015, la presse du monde entier a chanté les louanges d'El Hierro, "première île autonome grâce aux énergies renouvelables". Exemple de lyrisme de l’époque par un journal habituellement plus sérieux.

« Avec FUTURE, décollez pour les Canaries à la découverte de l'île d'El Hierro, classée "réserve de la biosphère" par l'Unesco. C'est un paradis perdu de 11.000 habitants mais aussi une des îles les plus innovantes au monde : grâce à une incroyable centrale hydro-éolienne, elle a atteint l'indépendance énergétique. Etre autonome grâce aux énergies renouvelables, ce sera bientôt l'objectif de toutes les îles de la planète ! Décollez pour les Canaries avec FUTURE. »

https://www.latribune.fr/entreprises-finance/green-business/el-hierro-ile-100-autonome-grace-aux-energies-renouvelables-491880.html

Un coût faramineux pour un projet survendu dès le départ et des résultats très loin des attentes

L'investissement a tout de même coûté la bagatelle de 82 M €, pour 5 éoliennes, 16,5 M€ par turbine. Et ce sans compter l'usine diesel, pré-existante, juste améliorée pour l'occasion. Par comparaison, en France, on estime le coût d'installation d'éoliennes de 2 à 3 MW avec simple raccordement à la grille (sans STEP ni aucun autre dispositif de lissage) entre 2 et 4M€.

La STEP, malgré des conditions favorables, car le réservoir supérieur est situé dans un ancien cratère volcanique, donc n'a pas nécessité de lourd génie civil, a tout de même représenté les 2/3 du  coût. Bref, toutes les chances étaient du côté du projet, qui a été mis en service en 2015.

Pourtant, les résultats ont été, c'est le moins qu'on puisse dire, très loin des attentes.

Tout d'abord, des ingénieurs ont noté que le réservoir de la STEP avait été très fortement sous-dimensionné, le cratère existant n'étant pas extensible. S'il avait fallu construire une STEP plus importante, en supposant qu'un autre site ait été possible, cette STEP aurait évidemment coûté beaucoup plus cher. Or, le système complet turbines + STEP "à l'économie", on l'a vu, a quand même multiplié par ≈5 le prix moyen par éolienne installée. On n'ose imaginer ce qu'aurait coûté une STEP correctement dimensionnée...

Bien que les promoteurs du projet savaient cela, le projet avait été vendu comme "net zéro" pour toucher les subventions, mais la taille du réservoir rendait inévitable l'entrée en marche plus fréquente que prévu des diesels de secours. Mais ce point, pour important qu'il soit, n'explique pas l'ensemble des défaillances du système global.

En effet, les turbines étaient supposées être capable de produire 40% d'électricité de plus que la demande total de l'île (50 GWh contre 35), et l'on espérait que malgré le réservoir trop petit, la somme de l'électricité "vent+stockage" fournie à l'île soit supérieure à 65%.

Dès les premières années, ce résultat n'a pas été atteint, l'électricité décarbonée ne représentant que 40% du total entre 2015 et 2017. Et comme l'électricité ne représente que 23% de la consommation d'énergie primaire de l'île, l'installation décarbonée n'a représenté que moins de 10% de la consommation énergétique de l'île. Très loin de l'autonomie chantée par la presse, donc.

En 2020, la situation s'est à nouveau détériorée, puisque d'après le site de l'exploitant, l'usine diesel (Llanos Blancos) représente toujours 58% de l'électricité produite dans l'île.

L'exploitant, GdV, essaie de publier les chiffres sous un jour flatteur en "nb d'heures 100% renouvelables" : 2300 en 2018, 1293 en 2020.. Sauf que cela ne représente que 26 et 14,7% du temps. Le reste: mix Diesel et vent, et souvent 100% diesel.

Et vous noterez à quel point cette performance déjà médiocre une "bonne" année est erratique du fait de la variabilité du vent d'une année sur l'autre. L'ingénieur Allemand Benjamin Jargstorf a réalisé un examen détaillé des 2 premières années de fonctionnement du système.

http://euanmearns.com/an-independent-evaluation-of-the-el-hierro-wind-pumped-hydro-system/

Ses conclusions sont surprenantes:

Les 5 éoliennes ont rarement fonctionné à leur capacité maximale. Leur production a fréquemment dûe être réduite de 11,5 à 7 ou 8 Mw de puissance pour des problèmes de stabilité du réseau. De fait, le facteur de charge réel des éoliennes se situe nettement sous 40%.

Pire, une partie des problèmes d'instabilité proviennent de la STEP. Les "temps de réaction" des turbines de la STEP sont trop élevés par rapport aux variations parfois quasi instantanées de la production liée au vent, malgré les capacités de lissage des turbines Enercon. Résultat, alors que les promoteurs du projet espéraient pouvoir "éteindre" complètement les diesels, ils ont dû se résoudre à les laisser tourner le plus souvent au ralenti, comme dans un backup classique éolien-gaz, de façon à ce que l'énergie cinétique des turbines permette des redémarrages quasi instantanés en cas de variation de charge rapide de l'éolien  sur le réseau.

L'étude de 2012 (citéee plus haut) qui soutenait que la STEP ferait un meilleur job que le diesel s'est donc lourdement plantée.

Pire, l'usine hydroélecrique n'a produit que 4% de l'électricité fournie au réseau (en 2016) au point que Jargstorf estime qu'un fonctionnement purement "diesel-vent" serait plus efficace en terme de réduction totale de la consommation de fuel. Le site "Energy Matters" tient à jour un portail qui listait et commentait les rapports de performance d'El Hierro jusqu'en 2019 (le site a cessé de publier depuis).

Parmi d'autres voici un exemple de diagramme de production d'électricité sur l'île du 16 au 19 juin 2017.

On voit clairement: que malgré le surplus de vent le 16, le diesel n'est jamais arrêté, que l'hydraulique ne pourvoit qu'à une fraction du déficit de vent les 17 et 18, et que c'est le diesel qui "tient la baraque" du 17 au 19.

La période de fonctionnement la plus favorable du système semble avoir eu lieu de Juillet à septembre 2018 : Visiblement, la STEP, malgré son coût, n'absorbe que de très courtes périodes sans vent. Dès que le calme se prolonge, le diesel reste absolument indispensable.

Les éoliennes n'ont pas été capables d'assurer le remplissage du réservoir (bien que trop petit) en permanence, du fait de leur incapacité de produire au max de leur capacité lorsqu'il y avait assez de vent, et de périodes sans suffisamment de vent plus longues que prévu.

En 2018, les 18 employés de l'usine de backup diesel de Llanos Blancos ont fait grève, le nombre d'opérations nécessaires pour assurer le maintien du fonctionnement de la grille de l'île ayant été multiplié par 4 depuis la mise en service du système combiné vent+STEP – Apparemment, le maintien de la stabilité de la grille demande bien plus de travail aux salariés de l'opérateur qu'une grille classique.

Bref, pour une demande instantanée moyenne de 4,6 GW,  l'île dispose d'éoliennes de 11,5 MW, d'une centrale hydroélectrique de 11,32 MW (cf twitt n°6), et d'un backup diesel de 11,2MW. Trois installations redondantes qui n'ont décarboné que 40% de l'électricité de l'île. Trois installations pour le   d'une !

Il faut bien payer pour toute cette redondance. Le prix de revient du KWh sur l'île est estimé à 80 Cts d'€ (d'autres estimations parlent de 1,38€ du Kwh) : 4 fois plus que la moyenne européenne, 7 fois plus qu'aux USA.

Ce prix est très subventionné par le gouvernement espagnol et l'UE. L'habitant ne paie que le tarif national, 25 cts. Le conseil de l'île, qui possède les 2/3 de GdV, a négocié une subvention de 12M€ basée sur la capacité installée et non sur les résultats réels !

Résultat, le conseil de l'île réalise un excédent de 14 M€ sur une centrale qui ne contribue qu'à réduire de 10% la part totale d'énergie primaire carbonée consommée par une île de 10 000 habitants.

GdV indique une économie de Fuel de ≈6000t en 2020, et 7600 en 2018. Soit entre 15500 et 18200 t de CO2 économisées. Une subvention de 12M€ correspond donc à un prix de la tonne de CO2 entre 659 et 774€.

Sur les marchés des crédits carbone, la tonne vaut 87 euros en europe (et en valait moins de 30 en 2020). Elle vaut moins de 30 USD en Californie. De là à parler de hold up ?

Jargstorf relaie l'hypothèse parfois émise que les politiciens de l'île et les promoteurs ont délibérément grugé les subventionneurs en leur faisant miroiter un faux Net Zéro qu'ils étaient certains de ne pas accomplir.

Bref, malgré des conditions de vent hyper favorables au départ, et un relief permettant d'installer une STEP, ce projet peut être qualifié de désastre technologique et économique, alors qu'il était supposé montrer la faisabilité d'une grille 100% renouvelables... Même si les habitants et élus de l'île continuent de chanter ses louages et clamer qu'il s'agit d'un succès, ce qui, de leur point de vue (€€€), est exact..

Quelles leçons tirer de ce projet ?

1) Les STEP ne sont pas, en l'état actuel de la technologie, une solution miracle pour lisser l'intermittence de l'éolien. Bien qu'elles soient malgré tout moins chères que des batteries ou qu'une chaîne logistique à hydrogène, (...) Elles multiplient par un lourd facteur le prix unitaire des éoliennes et ne remplissent pas correctement leur rôle d'amortisseur d'intermittence et d'à-coups de grille. Et le prix d'une STEP correctement dimensionnée serait encore plus élevé que dans le projet espagnol

Et de toute façon, le nombre d'endroits où on peut en installer n'est pas illimité, un relief important est indispensable. En France, le potentiel de production par STEP est de 6 à 7 TWh par an au plus, soit moins de 5 jours de consommation d'électricité au rythme actuel, et bien moins si on prétend électrifier un grand nombre d'opérations actuellement assurées par des "processus flamme"

2 ) À partir d'un certain pourcentage d'éolien dans une grille, en l'état actuel des meilleures technologies de turbines, la stabilité du réseau devient problématique et nécessite de faire opérer les éoliennes très en dessous de leur capacité nominale. (...)

Sachant que seules les centrales fossiles semblent avoir la réactivité nécessaire pour amortir les à-coups des parcs éoliens, et que peu de sites présentent une géographie de vent aussi favorable que El Hierro, on peut donc dire que l'électricité éolienne est une électricité fossile, légèrement décarbonée par un peu de vent. C'est particulièrement évident en Allemagne, où depuis mi-Novembre, les back-ups charbon et gaz tournent à plein régime pour compenser une longue période sans vent ni soleil

3) Les promesses "sur le papier"3 des projets d'énergies renouvelables ont une valeur inversement proportionnelle aux subventions qu'ils peuvent rapporter. Aveuglés par le hype écolo-correct, les gouvernements perdent tout discernement... avec l'argent du contribuable

En fait, à El Hierro, un site particulier bien venté, un projet éolien classique sans STEP aurait pu être rentable voire peut-être très rentable sans subventions, à défaut d'être médiatique ou "net zéro". Mais le projet avec STEP a été délibérément conçu pour maximiser son rapport subventions/investissements au profit de ses parties prenantes, pas son bénéfice environnemental.

Extraits de l’étude étude (de 2016 d'Hubert Flocard, physicien CNRS, de Sauvons Le Climat

https://www.sauvonsleclimat.org/images/articles/pdf_files/etudes/160129_GDV_SixMois_VF.pdf

El Hierro, une île à l’électricité 100%renouvelable ? Hubert Flocard

Résumé :  Cet été, les médias ont fait abondamment état de ce que l’île d’El Hierro, dans les Canaries, bénéficiait désormais d’un mix électrique 100% renouvelable. En fait cette annonce ne s’appuyait, en tout et pour tout, que sur deux heures de fonctionnement de l’installation Gorona del Viento (GdV). Le 9 Aout, une brève démonstration conforme à l’objectif annoncé dans le document projet a été réalisée. Enthousiaste, au nom du Syndicat des Energies Renouvelables, Ségolène Royal, la ministre de l’environnement et de l’énergie français, récompensait aussitôt le projet. Quel est le constat global aujourd’hui, pour cette installation inaugurée en Juin 2014 ? Un investissement financier considérable, s’appuyant à 43 % sur des subventions publiques espagnoles et européennes et conduisant à un système complexe avec plus de 34 MW de puissance installée (diésel, éoliennes et station de transfert d’énergie par pompage pour un tiers chacun) sur une île dont le besoin électrique maximal n’est que de 7.6 MW, soit quatre fois moins. GdV qui n’a quasiment rien produit pendant toute une année s’est réveillé à la fin Juin 2015. La réalité des performances après six mois d’une exploitation véritable sur la seconde partie de 2015 est la suivante: pour les trois mois les plus favorables, car les plus ventés de fin juin à fin septembre, la contribution renouvelable a été inférieure à 42 %. Sur une demi année, le résultat est encore plus décevant avec seulement 30 % de couverture renouvelable. Pendant 13 % du temps, la consommation électrique a dû être intégralement assurée par la centrale diesel. En fait, compte tenu de la production éolienne et de la consommation électrique, même si tous les efforts avaient été tentés pour atteindre la meilleure couverture renouvelable possible, celle-ci n’aurait pas pu dépasser 46,3 %

On peut montrer que compte tenu de la production de la ferme éolienne pendant les six derniers mois de 2015, la fraction renouvelable n’aurait pas pu dépasser 46,3 %. Si on suppose que pour des raisons de stabilité du réseau, une fraction de l’ordre de 25 % de la consommation devait être couverte en permanence par des systèmes disposant des capacités inertielles des turbines diesel ou hydroélectrique, la fraction renouvelable maximale aurait nécessairement été inférieure à 45 %. · Comme ces résultats optimaux ne sont obtenus que si toute la puissance éolienne est utilisée pour produire de l’énergie, soit en étant directement injectée dans le réseau, soit en y revenant après être passée par les pompes et les turbines, ces valeurs optimales ne seront pas atteintes s’il est décidé qu’une fraction de l’énergie éolienne envoyée à GdV soit utilisée pour pomper de l’eau pour des besoins comme l’irrigation.

· Selon des publications récentes, GdV devrait toucher un revenu de ~7 M€ pour son activité 2015. Ceci place le coût du kWh électrique produit par GdV à 800 €/MWh en 2015 et met le coût de la tonne de CO2 évitée à plus de 1050 €.

· Le contrat que le consortium a signé avec le gouvernement espagnol ne récompense pas beaucoup financièrement GdV pour sa production électrique et donc ne l’encourage pas à atteindre la fraction renouvelable maximale. Il décourage même la production par les turbines hydrauliques puisque celles-ci sont au moins autant payées quand elles sont à l’arrêt que quand elles fonctionnent

· Tous ces résultats sont bien sûr connus des ingénieurs travaillant à GdV. En fait, ils avaient été prédits avec une bonne précision et annoncés publiquement avant même l’inauguration de GdV par des ingénieurs ayant travaillé à la réalisation de ce projet.S. Gonzales et J. Falcon. Dans ce texte, les deux ingénieurs s’insurgent de ce qu’ils appellent les phrases grandiloquentes concernant GdV. Ils insistent sur le fait que dans les meilleures conditions possibles, GdV ne peut atteindre qu’une fraction renouvelable de 55 % (en Sect. VII au moyen des données éoliennes et de consommation de la seconde partie de 2015, nous trouvons 46,3 %) et que 25 % sera probablement plus près de la réalité (en Sect. VI nous avons vu que sur ces mêmes six mois on a observé 30.2 %). Bien qu’ils ne discutent pas les termes du contrat signé avec l’état espagnol, ils prédisent que GdV va conduire à une augmentation du prix de la production du MWh électrique sur El-Hierro. Ils ajoutent que rien dans ce projet ne peut être considéré comme technologiquement innovant. Avec le recul, ce document présente les qualités de lucidité, de précision et d’honnêteté qui manquent singulièrement à l’immense majorité des publications qui ont été consacrées à Gorona del Viento depuis son inauguration.

NB : puisqu'une étude (Jargstorf) dit qu'on pourrait obtenir la même réduction d'émissions sans faire la STEP, un projet classique de décarbonation de l'antique centrale fioul par des éoliennes, sans STEP, n'aurait il pas été rentable, vu la qualité du site niveau vent ?" Le coût moyen du Kwh produit par la centrale diesel d'El Hierro était en 2011 de... 0,242€ du kWh / 242€ du MWh. (H. Flocard dit 200). C'est pourri. Et indique pour cette station des émissions CO2 de 1152g/kWh, autant qu'une centrale charbon allemande. Donc, à partir de ces performances peu enviables…réponse oui !

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 !