On pense notamment aux stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) qui participent à l’équilibre entre production et consommation. On pense aussi aux batteries lithium-ion, omniprésentes dans nos appareils électroniques, et dont les progrès récents en termes d’autonomie et de capacité laissent entrevoir une utilisation à plus grande échelle. Retour sur ces solutions de stockage, sur les initiatives en cours, et sur leurs enjeux dans un contexte de transition énergétique vers une société moins dépendante des énergies fissiles et fossiles.

 Le stockage, gage de valorisation des ENR

 Les énergies renouvelables sont, pour la plupart, intermittentes. Prenez par exemple le solaire ou l’éolien : la production qui en résulte est extrêmement variable, intrinsèquement dépendante des conditions météorologiques et difficilement prévisible.

 En outre, les énergies renouvelables s’avèrent inégalement réparties sur les territoires – notamment français – avec des lieux de production généralement situés loin des zones de consommation.

Face à ces deux contraintes majeures, le stockage – c’est à dire la préservation d’une quantité d’énergie produite pour une consommation ultérieure – apparaît comme un gage de valorisation incontournable. À l’heure actuelle, plusieurs techniques sont à notre disposition. Considérons-les.

 Les STEP : une solution de stockage mature mais onéreuse

 Avec près de 140 000 MW de capacité installée, les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), ou pumped-storage hydro power plants (PSP), constituent aujourd’hui la technique de stockage de l’énergie la plus commune et la plus mature.

 Composée de deux retenues d’eau, situées à des altitudes différentes, ces dispositifs – qui appartiennent au stockage dit “mécanique” – fonctionnent en mode dual. Lorsque la production d’électricité est supérieure à la consommation, le surplus d’énergie disponible est utilisé pour actionner une pompe et transférer l’eau du bassin inférieur vers le bassin supérieur. Lorsque la consommation est supérieure à la production, l’eau pompée est turbinée, restituant ainsi l’énergie “potentielle” préalablement stockée.  En somme, elles constituent un report de la mise à disposition sur le réseau de la production d’énergie, des périodes creuses vers les périodes de pic. Pierre angulaire de ce dispositif : un groupe hydroélectrique réversible, fonctionnant tour à tour comme un ensemble pompe-moteur puis turbine-alternateur.

Mais, aussi efficaces soient-elles, les STEP s’avèrent être des aménagements impactants pour les territoires, qui requièrent des investissements importants, et une géographie adaptée (implantation limitée aux régions montagneuses ou semi-montagneuses). En outre, leur temps de réaction lors des pics de consommation est parfois pointé du doigt : de quelques dizaines secondes à plusieurs minutes lorsque la turbine est à l’arrêt… Des minutes précieuses pour un réseau devant garantir l’équilibre entre production et consommation d’énergie en temps réel.

Les batteries lithium-ion : une solution d’avenir

Si les STEP représentent près de 99% des capacités de stockage au niveau mondial, d’autres solutions existent, à l’image des batteries lithium-ion. Ces batteries, qui appartiennent aux solutions dites de stockage électrochimique, prédominent d’ores et déjà dans nos appareils électroniques nomades et dans nos véhicules électriques et hybrides.

Certes, on a pu, par le passé, pointer leur faible performance et courte durée, mais les progrès récents en termes de capacité et d’autonomie laissent présager une utilisation à plus grande échelle encore, avec des applications résidentielles notamment.

Symbole de cette (r)évolution en marche : la signature en janvier dernier par Schneider Electric et le Syndicat départemental d’énergies du Morbihan (SDEM) d’une convention d’expérimentation pour la conception et la réalisation d’un système de stockage et de gestion d’énergie pionnier, Building Smart Grid. Théâtre de cette expérimentation ? Le futur siège du SDEM. Labellisé “habitat passif”, ce bâtiment de 3.300 m2 sera équipé de 850 m2 de panneaux photovoltaïques, de deux éoliennes, et surtout d’un système de stockage innovant : ces fameuses batteries lithium-ion conçues par Saft. D’une autonomie de 2 heures, ce système devrait permettre de stocker l’énergie produite non consommée et d’effacer électriquement le bâtiment aux heures de pointe.

Autre piste actuellement à l’étude : l’utilisation des batteries des véhicules électriques et hybrides rechargeables comme unités de stockage d’énergie, au service du réseau. Cette énergie chargée la nuit ou pendant les creux de consommation d’électricité, pourrait être  injectée dans le réseau en période de pointe. C’est ce qu’on appelle le Vehicle to Grid (V2G).

 Des expérimentations V2G prometteuses

C’est au Japon que les initiatives V2G sont les plus nombreuses. Là-bas, la sortie annoncée du nucléaire suite à la catastrophe de Fukushima a remis la problématique de l’équilibrage du réseau au centre des préoccupations.  Dans cette optique, Toyota, Mitsubishi, ou encore Nissan ont chacun développé leur propre système de “réinjection”. Nissan par exemple, a lancé le LEAF to Home, une interface permettant, au travers d’une EV Power Station, de rediriger l’énergie en provenance de la batterie lithium-ion sur le réseau électrique de l’habitation. D’après le constructeur, le pack batteries de la LEAF permettrait de fournir l’énergie nécessaire à un foyer moyen japonais pour une durée de 2 jours.

Outre cette capacité de stockage de l’électricité, les véhicules électriques possèdent un second avantage de taille : ils sont immobilisés la plupart du temps, et généralement lors des périodes de pic de consommation. Ils peuvent donc mettre à disposition leur énergie sur le réseau aux heures clés, et se recharger la nuit ou pendant les creux de consommation d’électricité, dans les meilleures conditions écologiques et économiques.

 Tordons donc le cou à cette idée reçue, qui voudrait que stockage et électricité ne fassent pas bon ménage. Des solutions existent, qu’elles soient de nature mécanique, électrochimique, etc. Le recours aux véhicules électriques et hybrides rechargeables comme unités de stockage d’énergie, au service du réseau, fait partie des pistes les plus prometteuses. 

 Mais de nombreuses  questions restent en suspens, notamment en termes de responsabilité, de réglementation et de philosophie d’utilisation :

– Par qui et comment seront appelées les capacités présentes dans les batteries lithium-ion (utilisateur, opérateur d’’effacement, gestionnaire de réseau, etc.) ?

– Comment s’assurer de la disponibilité réelle de ces capacités au moment où l’on en a besoin ?

– Comment concilier désir d’autonomie énergétique locale (notamment grâce au stockage) et solidarité (notamment grâce au réseau) ?

 Des questions auxquelles il faudra répondre pour garantir l’essor de ces solutions.

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Dans ce contexte, les options restent ouvertes et l’histoire montre que le mix peut être transformé sur une dizaine d’années. La France a déjà conduit des mutations énergétiques par le passé avec l’hydroélectrique et l’électronucléaire. Plus récemment, l’Allemagne a annoncé son ambition de transition vers les énergies renouvelables (ENR).

Les technologies, les politiques et l’environnement économique évoluent. A l’heure où les engagements présidentiels visent une diminution du nucléaire de 75% à 50% grâce au développement des ENR, quel sera le mix le plus adapté à la situation française ? Quelles sont les ENR ayant le plus de potentiel dans l’Hexagone ?

Comment définir le potentiel des énergies renouvelables ?

Si le débat fait l’objet de nombreuses controverses, essayons de clarifier le problème en le reprenant à la source. De quel(s) potentiel(s) s’agit-il ?

• Les énergies privilégiées doivent répondre aux attentes de la France pour accompagner son développement économique. Cela nécessite de pouvoir assurer une production d’énergie croissante, de manière durable, économique et sûre.
• Pour tenir compte des objectifs de réduction de gaz à effet de serre d’un facteur 5 à horizon 2050, les ENR privilégiées doivent également contribuer à la décarbonisation de la production énergétique.
• La technologie doit pouvoir se développer dans la société existante. Cela requiert à la fois une  faisabilité technique à horizon court / moyen terme et une acceptabilité sociale de la technologie, face à des attentes fortes de la population concernant la sécurité des riverains, l’impact sur l’économie locale et l’intégration dans le paysage.

À horizon 2020, quelles énergies tireront leurs épingles du jeu ?

Le mix énergétique ne saurait être la combinaison de deux ou trois grandes ENR. Pour des raisons de complémentarité, le mix restera la synthèse d’une diversité de sources thermiques et électriques, chacune contribuant dans une proportion variable. Néanmoins, les énergies peuvent être analysées selon leur croissance et leur poids attendu dans le futur mix énergétique :

• Géothermie Profonde et Solaire Thermique : une forte dynamique prévue

Avec une consommation finale passant de 48 Ktep en 2011 à 409 Ktep prévue pour 2020, la géothermie à usage électrique (température supérieure à 150°) est l’une des ENR les plus dynamiques. Encore marginale aujourd’hui, le gouvernement souhaite soutenir la filière avec l’appel à manifestation d’intérêt (AMI) Géothermie du Programme des Investissements d’avenir.

Dans le registre thermique, le solaire vise une croissance de 96 Ktep à 927 Ktep. Très prometteuse grâce à une acceptabilité sociale élevée et à un impact environnemental minime, cette technologie souffre néanmoins d’une faible rentabilité économique, la contraignant à rester pour l’instant une énergie de « niche ».

• Éolien et Biomasse, les plus structurantes dans le Mix Énergétique :

Avec 15 900Ktep en consommation finale prévue à l’horizon 2020, la biomasse à usage thermique sera le « poids lourd » du mix énergétique des ENR. Complétement maitrisée sur le plan technologique et perçue comme positive, seul le coût futur d’approvisionnement du bois, ressource principale de la biomasse, reste une inconnue. Néanmoins, avec une forêt française au 3^ème rang Européen en termes de volume, le potentiel de développement reste considérable. Sur le plan social et économique, la filière reste un vecteur d’emplois locaux et non délocalisables. Les difficultés à lever restent avant tout logistiques, pour acheminer le bois jusqu’aux lieux de production sans surcout prohibitif.

L’Éolien sera la 3^ème source d’électricité renouvelable en 2020 d’après les objectifs nationaux cibles, avec 15% du mix. Après une croissance extrêmement dynamique depuis 2004 (passage de 500 à plus 12 000MW raccordés), la consommation finale devrait encore être multipliée par 3 d’ici 2020 ! Sûre, rentable et maitrisée, cette énergie présente néanmoins des points de vigilance :

• L’intermittence de sa production requiert le développement de capacités de stockage ad-hoc.
• Si la législation encadrant la construction des éoliennes a été extrêmement durcie depuis 2005 pour limiter les nuisances aux riverains, les turbines conservent une image négative. En conséquence, les délais pour la construction de nouveaux parcs s’allongent, freinant la dynamique et rendant incertain l’atteinte des objectifs 2020.
• Plus de 10 000 emplois en France dépendent directement de la filière éolienne, essentiellement liés au développement, à l’installation, à l’exploitation et à la maintenance des parcs. Cependant, 50% du parc éolien français (en puissance raccordée) est issu de constructeurs allemands (Enercon, Repower, Nordex), et les français ne représentent que 5% du parc avec Alstom et Vergnet.

Une politique énergétique française devant transcender le court terme

Si les objectifs de la France se concentrent sur 2020, il ne faut pas perdre de vue les innovations de rupture actuellement en développement dans l’écosystème des ENR. Parmi celles-ci, nous semble particulièrement importantes :

• Les avancées en termes de stockage des énergies intermittentes, nécessaires à la libération du plein potentiel de ces dernières et catalyseurs de leurs développements,
• Le changement de paradigme associé à la production d’énergie décentralisée ou latérale,
• L’impact de la généralisation des bâtiments à énergie positive,
• Le développement des énergies marines (Hydrolien, Houlomoteur, Éolien flottant), la France possédant l’un des potentiels les plus importants en termes de ressources disponibles.

Sources : ADEME.fr, http://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/

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Concurrence ou complémentarité ?

Peut-être à l’horizon 2100 en Europe selon l’IFPEN, mais vraisemblablement pas avant. La plupart des analyses tablent à l’horizon 2050 sur une part des énergies non fossiles dans le mix européen ne dépassant pas 30 à 40 %. D’abord parce que les capacités de production d’énergie renouvelable sont très loin d’égaler la demande aujourd’hui. Augmenter la production d’ENR et diminuer la consommation prendront de longues années.

Ensuite parce que la capacité de production d’électricité à partir de sources renouvelables varie sur l’année (hydraulique) ou dans l’heure (photovoltaïque et éolien) et impose soit :

• Des capacités complémentaires à même de prendre le relais en cas de baisse de production des EnR (essentiellement à partir des énergies fossiles), comme c’est le cas aujourd’hui
• Des avancées significatives en termes de stockage (station de transfert d’énergie par pompage, stockage de masse à partir de batteries, hydrogène…) qui permettraient de répondre autrement à ces aléas

Les progrès significatifs en matière de stockage demanderont du temps  et confirment à moyen terme la complémentarité EnR – énergies fossiles.

Et le gaz naturel dans tout ça ? quel avenir a-t-il ?

A court terme, les chiffres montrent que le gaz naturel, pour certains usages, remplace peu à peu le pétrole et le charbon. Le gaz naturel étant l’énergie fossile la moins carbonée, ces substitutions servent les objectifs de réduction d’émission de CO₂.

Par ailleurs, le gaz naturel permet de couvrir les aléas de disponibilités des ENR, d’assurer le back up en termes de production d’électricité notamment à travers les CCCG (centrales à cycle combiné gaz) avec un meilleur rendement environnemental.

A moyen terme, les ENR pourront s’appuyer sur les infrastructures existantes (utilisées aujourd’hui par les énergies fossiles) pour se développer. Les grands acteurs de l’énergie l’ont bien compris. Par exemple, GRTgaz  a ouvert son réseau aux injections de biogaz et se présente comme un « vecteur de la transition énergétique ».

Le gaz naturel semble donc avoir une place durable dans le bouquet énergétique français.

Pourquoi le captage de CO₂ ne décolle-t-il pas ?

Un autre indice de la volonté de pérennisation des énergies fossiles sont les efforts faits par les acteurs en termes de recherche et développement pour réduire les impacts environnementaux de leur activité. Le recours à des technologies de captage et de stockage de CO₂ (CSC) en est l’illustration, comme le reconnaissent de nombreux experts et organismes internationaux. Malgré cela, les projets de CSC rencontrent de nombreuses difficultés dans plusieurs régions européennes, pour deux principales raisons : le financement et l’acceptabilité des stockages souterrains.

Quelle réponse au gaz et pétrole de Schiste ?

On ne peut pas parler de l’avenir des énergies fossiles sans parler du pétrole et du gaz de schiste qui ont renversé la donne énergétique aux USA en leur permettant de devenir exportateur et de faire baisser drastiquement les prix de l’énergie. La question en France est à ce jour à la fois mal maîtrisée et très controversée. Mal maîtrisée car les réserves sont encore inconnues à ce jour. Selon Michel Rocard, « Pour l’Europe, [la France] serait au gaz de schiste ce que le Qatar est au pétrole. » On trouverait des milliards de mètres cubes de gaz de schiste dans le Sud Est et des milliards de barils de pétrole de schiste sous le bassin parisien. Cependant, même si les estimations vont bon train, seuls des puits d’exploration permettraient de confirmer s’il y a de telles réserves dans le sous-sol français, en quelles quantités, et s’il est exploitable.

Controversée ensuite car l’empreinte environnementale du gaz de schiste est encore incertaine et beaucoup l’accusent d’être néfaste pour nos sous-sols.

La France ne pourra pas durablement éluder cette question à la fois économique, environnementale et sociétale.

De nombreuses pistes existent pour l’avenir. Les acteurs devront faire des choix car les capacités de financement ne sont pas illimitées. Faut-il concentrer les investissements sur les EnR ou au contraire les répartir de façon ciblée entre les différentes énergies ?

La transition énergétique ne se fera pas en un jour. Les énergies renouvelables sont encore en phase d’apprentissage et ne peuvent pas à ce jour répondre à la demande en énergie de manière pérenne. Comme nous le montrent les difficultés économiques de l’éolien et du solaire, il faudra du temps pour qu’elles se forgent des modèles d’affaire stables et durables. Il faut donc continuer à investir intelligemment sur les énergies fossiles afin de porter la transition et de préparer l’avenir, tout en encourageant l’innovation et la R&D pour réduire leur impact environnemental.

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