Pour transformer son modèle énergétique d’ici à 2050, la France devra faire la part belle au renouvelable.

Problème : ce secteur ne produit que par intermittence. Comment mettre son énergie de côté pour l’utiliser ultérieurement, selon les besoins de la population ?

La France pourrait-elle connaître en 2038 un nouveau black-out, soixante ans après celui de 1978 ? La question n’est pas absurde. Les réseaux électriques sont confrontés à un défi inédit : intégrer massivement les énergies renouvelables (EnR), telles que le solaire et l’éolien, dont la production est intermittente. Pour atteindre les objectifs européens de neutralité carbone, l’Hexagone devra en effet générer entre 270 TWh et 320 TWh d’énergie renouvelable par an en 2035, contre 120 aujourd’hui. Ce qui implique de multiplier par quatre l’éolien et le photovoltaïque.

Pour les gestionnaires du réseau électrique, qui doivent à tout moment assurer l’adéquation entre la production et le besoin de la population, c’est un vrai casse-tête. D’autant qu’il faudra fermer – dans la même visée de décarbonation – de nombreuses centrales à gaz naturel ou au charbon, actionnables sur commande, et 14 centrales nucléaires – dont la production est également pilotable -, pour ramener la part du nucléaire à 50 % du mix électrique en 2035, selon l’engagement de la France. Cette échéance s’annonce critique : “À compter de 2035, il ne sera plus possible de poursuivre l’augmentation de la part des EnR sans développer la flexibilité de manière très significative”, prévoit un rapport de l’Agence internationale de l’énergie et de Réseau de transport d’électricité (RTE) daté de 2021.

Autour de cet opérateur, ces milliers de batteries stockent l’électricité produite par un parc éolien.

Flexibilité : le mot est crucial. Il désigne les différents moyens d’ajuster l’offre et la demande pour les faire coïncider. Par exemple à travers le démarrage des chauffe-eau électriques la nuit, quand l’électricité est excédentaire, ou bien les interconnexions avec les pays étrangers, qui permettent d’importer l’électricité au besoin et d’exporter le surplus. Puis vient le stockage de l’énergie. Aujourd’hui, en France, plusieurs stations de pompage et de barrages hydrauliques permettent ainsi de pomper l’eau en hauteur lorsque l’électricité est excédentaire, pour la turbiner au moment voulu.

STOCKER L’ÉNERGIE RENOUVELABLE : LIMITES DES TECHNIQUES ACTUELLES

Mais ces “flexibilités” atteindront bientôt leurs limites. “Il y a encore le potentiel pour construire quelques stations de pompage, mais le public n’accepte plus ces projets jugés trop impactants pour les milieux naturels”, pointe Yannick Peysson, chef de programme R & D à l’Ifpen. De nouvelles solutions sont donc sur la table. Elles passent d’abord par un pilotage de la recharge des voitures électriques durant les heures creuses. “Mais son potentiel est difficile à prévoir car il dépend de l’adhésion des propriétaires et du développement d’incitations financières”, poursuit l’expert. La construction de nouvelles interconnexions avec les pays voisins paraît aussi inévitable, “avec, là encore, une part d’incertitude, étant donné que tous vont fortement augmenter leur part d’EnR intermittentes”.

Reste donc à développer de nouveaux moyens de stockage. Des armées de batteries lithium-ion, semblables à celles des véhicules électriques, pourraient en partie jouer ce rôle – de quoi soulager le réseau électrique sur de courtes périodes, allant de quelques heures à quelques jours. Des scénarios de RTE prévoient ainsi jusqu’à 26 GW de batteries dédiées à l’horizon 2050.

ÉVITER UN SCÉNARIO CATASTROPHE

On en est loin : en 2023, seules 0,4 GW de batteries sont installées. Certes, “3,7 GW de projets sont dans les tuyaux, mais le raccordement peut prendre des années”, ajoute Xavier Romon, de l’Association technique énergie environnement (ATEE). Et pour stocker l’électricité à plus long terme, d’autres procédés pourraient être complémentaires : sous forme de chaleur, d’hydrogène ou d’air comprimé (voir encadrés). Encore cantonnés à des projets de démonstration, ils se heurtent à des limitations techniques et économiques : “L’enjeu est de rentabiliser une installation de stockage massif qui ne se charge ou décharge que quelques fois par an”, souligne Philippe Azais, du Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA).

Reste que de telles infrastructures se révéleraient essentielles pour pallier un scénario catastrophe, telle une pénurie de vent en plein hiver s’étalant sur plus de deux semaines. Il y a donc urgence à les industrialiser. “Les infrastructures énergétiques sont toujours très longues à tester et déployer”, rappelle Yannick Peysson. À leur échelle, 2035, c’est demain.

Forer à des kilomètres sous terre, rallier les pôles, poser un pied sur la Lune… L’histoire de l’humanité est jalonnée de tels défis prodigieux. Science & Vie poursuit sa série sur les plus incroyables missions scientifiques à venir. Ce mois-ci, le défi consiste à inventer de nouveaux moyens de sauvegarder l’énergie.

Des « fermes » à batteries… pour équlibrer le réseau

RENDEMENT 90 %

Des prix en chute libre avec l’essor du véhicule électrique, des performances en hausse… Les batteries lithium-ion offrent une solution pertinente pour le stockage stationnaire, “contrairement à ce que l’on aurait pu penser il y a quelques années”, souligne Xavier Romon de l’ATEE.

Initialement utilisés pour “lisser” le courant fourni par les EnR, ces équipements permettent aujourd’hui d’équilibrer le réseau sur des échelles de temps plus longues, de quelques minutes à quelques heures. Même le réseau haute tension, véritable colonne vertébrale de la distribution électrique, s’y met ! À travers le projet Ringo, RTE a ainsi démontré la possibilité d’équilibrer à tout moment les productions de trois centrales photovoltaïques et éoliennes situées dans différentes régions, grâce à 3 packs de batteries de 10 MW chacun (soit la production de 10 ha de panneaux photovoltaïques). L’innovation réside dans un système d’arbitrage automatique permettant de charger ou décharger les batteries en fonction des excédents ou des vides de production. Reste que la fabrication des batteries au lithium est énergivore et repose sur des métaux rares ou polluants à extraire. À moyen terme, des batteries sodium-ion, moins performantes mais moins impactantes pour l’environnement, pourraient s’imposer.

Produire et stocker de la chaleur… pour actionner des turbines

RENDEMENT 60-70 %

Les surplus d’électricité sur le réseau peuvent être mis à profit pour chauffer un fluide, à l’image de nos chauffe-eau qui tournent en heures creuses. Mais ce principe pourrait être étendu. “Des pompes à chaleur à haute température peuvent produire de l’eau à 80°C pour alimenter des réseaux de chauffage urbains en lieu et place des centrales à gaz ou à biomasse”, explique Philippe Azais, chef du programme Efficacité énergétique et réseaux au CEA. Le fluide chauffé peut aussi être stocké à plus ou moins long terme dans un réservoir, et sa chaleur à nouveau convertie, en cas de besoin, vers de l’électricité… moyennant, bien entendu, des pertes énergétiques supplémentaires. À Rennes, la start-up Stolect expérimente ainsi une “batterie de Carnot” produisant de l’air chaud, qui peut être stockée dans un matériau réfractaire puis déstockée pour entraîner une turbine électrique. À Belfort, Storabelle envisage d’utiliser l’électricité pour chauffer des sels fondus dans d’anciennes centrales au charbon, lesquels peuvent ensuite générer de la vapeur et reproduire de l’électricité sur commande. Autant de techniques émergentes dont l’empreinte carbone et l’utilisation de métaux critiques pourraient se révéler moindres qu’avec des batteries.

Convertir le surplus en hydrogène… pour l’industrie et le transport lourd

RENDEMENT 20-30 %

Prenez un surplus d’électricité renouvelable et servez-vous en pour “casser” des molécules d’eau : cette réaction, appelée électrolyse, permet de générer de l’hydrogène. Ce gaz relativement dense en énergie peut être stocké puis reconverti plus tard en électricité, via une pile à combustible. Actuellement, ce système est l’un des seuls capables d’offrir un stockage d’énergie massif et à long terme. Si bien que nombre de scénarios énergétiques à l’horizon 2050 misent sur une grande part de centrales fonctionnant à l’hydrogène au lieu du gaz naturel. Problème : le rendement global de l’opération est catastrophique, car 30 % de l’énergie initiale est dissipée pendant l’électrolyse, puis à nouveau 30 % dans la pile à combustible. Quant au stockage d’hydrogène à grande échelle, il pose d’autres difficultés. Étant donné les volumes en jeu, il faudrait le stocker dans des cavités salines naturelles… qui sont relativement rares en France. “En creuser de nouvelles amoindrirait le bilan environnemental du stockage ; quant aux réservoirs en fibres de carbone, conçus pour la mobilité, leur fabrication est également très énergivore”, estime Philippe Azais. À court terme, il semble donc plus efficace de n’utiliser l’hydrogène que pour décarboner l’industrie ou propulser des camions…

Comprimer de l’air… puis le relâcher pour produire plus de l’électricité

RENDEMENT 60-70 %

L’électricité excédentaire peut être utilisée pour pomper de l’air ambiant et le comprimer à très haute pression (100 à 300 bars). Une fois relâché, le gaz peut entraîner une turbine, et donc produire de l’électricité. Sur le papier, l’idée paraît simple et sobre : “Pour 10 MW de stockage, l’énergie grise, qui correspond à l’énergie dépensée pour la construction du système, peut être cinq fois inférieure à celle d’un système batteries”, fait valoir Yannick Peysson, de l’IFP Énergies nouvelles (Ifpen).

Reste un hic : aménager des cavités suffisamment stables pour tenir à la fois les hautes pressions et les hautes températures – car l’air comprimé chauffe beaucoup – nécessite d’importants investissements. “Le réseau électrique européen étant encore assez équilibré, il n’y a pas d’incitations réelles à développer ce type de stockage massif et centralisé”, déplore le chercheur. Pour le moment.

Hisser des blocs de béton… pour récolter l’énergie de leur chute

RENDEMENT 70-80 %

Les barrages hydroélectriques déplacent de l’eau pour stocker l’énergie. Alors pourquoi ne pas déplacer d’autres matériaux ?

La start-up suisse Energy Vault vient ainsi d’inaugurer la première station de stockage “gravitaire” solide en Chine. Ses tours, équipées de moteurs électriques, peuvent hisser des centaines de blocs de 24 tonnes, fabriqués à partir de terre locale et de déchets, à 120 m de hauteur. Elles les font ensuite chuter pour générer jusqu’à 25 MW d’électricité ! L’installation est imposante, l’idée séduisante… mais le bilan écologique interroge : “L’énergie nécessaire à fabriquer les blocs est disproportionnée au regard de la quantité d’énergie stockée”, pointe Yannick Peysson, de l’Ifpen. En outre, la maintenance du système semble délicate, étant donné le nombre et la masse des pièces en mouvement. Energy Vault garantit néanmoins cette installation pendant 35 ans.