Adapter les solutions aux usages Intermittentes par nature, les sources renouvelables mettent à mal le dogme selon lequel production et consommation d'électricité doivent être égales à tout instant. Pour y pallier, plusieurs techniques de stockage existent, mais toutes ne sont pas destinées aux mêmes usages. Maudite intermittence ! Le caractère aléatoire de la production d'électricité réalisée à l'aide d'énergies renouvelables, telles que l'éolien et le solaire, fait peur aux gestionnaires du réseau électrique. En cause, une production liée aux caprices de la météo qui ne peut couvrir durablement une demande ayant chaque jour (ou presque) le même profil. Sauf à assurer un appoint flexible carboné (fioul, charbon…), un déploiement massif des énergies renouvelables passe par des solutions de stockage. Le réseau puisera dans le stock en cas de besoin, lequel se rechargera lorsque la demande est en berne ou lorsque la production est massive (en cas de vent fort ou sous un ciel d'août sans nuages). Certes, le stockage d'électricité existe déjà à grande échelle en France. Il est assuré par des stations de pompage-turbinage (dites « step »), pour une capacité totale de 5,5 GW. Aménagés en montagne, ces ouvrages sont constitués de deux réservoirs permettant des transferts d'eau de l'un vers l'autre. Lorsque l'électricité est abondante, l'eau du bassin inférieur est remontée vers le bassin supérieur à l'aide de pompes électriques. Inversement, lorsque le réseau a besoin de courant, le bassin supérieur lâche de l'eau vers le bassin inférieur, eau qui est turbinée (lire aussi EME n° 3). Mais il s'agit là de réserves d'électricité de grande dimension, activables à l'échelle du pays, et sur un pas de temps saisonnier, non pour couvrir des pointes horaires. Cette technique dispose encore d'un potentiel de développement en France : 3 GW selon le rapport Poignant-Sido sur la pointe électrique. Mais cela suppose des investissements que les hydro-électriciens rechignent à consentir. En effet, le temps de retour est long, trop pour une économie de marché où les ouvrages sont susceptibles de changer d'exploitant, au gré des remises en concession. Et, surtout, il n'y a pas d'encouragement tarifaire à proposer des kilowattheures stockés. Ainsi, le projet de step d'EDF à Redenat, sur la Dordogne, est en sommeil depuis trente ans ! Le groupe mène malgré tout un projet de 50 MW en Guadeloupe, en bord de mer. En filigrane, se dresse un enjeu majeur : avec le stockage, il deviendra possible de s'affranchir de l'obligation réglementaire de limiter à 30 % la part des énergies renouvelables sur le réseau électrique insulaire. Un seuil valable également à la Réunion, où l'on trouve beaucoup de photo voltaïque. Citons aussi le programme européen eStorage, soutenu par la Commission européenne pour développer le stockage d'énergie issue de sources renouvelables, en particulier au moyen de step. L'un des axes de travail consiste à transformer la step à vitesse fixe du Cheylas (Isère) en step à vitesse variable, pour une capacité de 70 MW. La vitesse variable permettrait à l'ouvrage d'adapter à tout moment son fonc tion-nement aux besoins du réseau, dans un sens ou dans l'autre. À plus petite échelle, d'autres solutions de stockage existent : air comprimé, hydrogène, méthane, batteries, volants d'inertie, matériaux à changement de phase, dans l'ordre décroissant des puissances déployables. Mais il n'y a pas que la taille qui compte ; les autres paramètres clés sont la rapidité d'exécution d'un cycle de chargement-déchargement, la densité d'énergie accumulable et la durée de vie. « La question des stockages de grande puissance pose la question de la durée de mobilisation et de mise en route. Le stockage électrochimique pose la question de la durée de vie des batteries, du fait des nombreux cycles chargement-déchargement », témoigne à ce propos Dominique Maillard, le patron de RTE. La filiale d'EDF gestionnaire du réseau de transport d'électricité est directement concernée par le sujet, car elle a la charge de la répartition nationale : en tant que responsable de l'équilibrage entre offre et demande, tout nouveau stockage l'autorisera un peu plus à déroger à la règle de l'adéquation permanente entre production et consommation instantanées. Dominique Maillard a raison de poser la question de la sécurité des batteries : le 21 septembre 2011, une installation au sodium-soufre a pris feu au Japon, obligeant le fournisseur, NGK, à demander l'arrêt de celles implantées ailleurs dans le monde. Entre autres, une batterie de 4 MW au Texas et une autre à La Réunion qu'EDF testait pour restituer une puissance de 1 MW pendant sept heures, en lieu et place de moyens thermiques de pointe. Plusieurs technologies sont testées sur le terrain. Non loin de Nice, à La Croix-Valmer, c'est le risque de saturation du réseau, très sollicité l'été pour cause de forte fréquentation touristique, qui a motivé l'installation d'un système de stockage. Couplé à une centrale photovoltaïque de 35 kWc sur la toiture d'un bâ timent public, ce dernier sollicite le vecteur hydrogène : en cas d'offre excédentaire par rapport à la demande, une Greenenergy Box électrolyse de l'eau pour former de l'hydrogène, transformable plus tard en électricité dans une pile à combustible à membrane échangeuse de protons. « Elle servira à compenser une baisse de production ou prendre le relais du réseau électrique en cas de coupure », explique Areva, le fournisseur. Toujours en Paca, on retrouve un système similaire à Lambesc, près d'Aix-en-Provence, mais cette fois à base de batteries au plomb : dans le cadre du programme Premio, lancé avec EDF, 23 modules photo vol taïques de 700 Wc y déchargent leur production. De l'autre côté de la frontière italienne, c'est également la fragilité du réseau qui a conduit un consortium mené par Enel à faire appel à du stockage d'énergie renouvelable. Au sud de l'Italie, la région des Pouilles s'apparente à une péninsule électrique, certes richement dotée en puissance renouvelable installée (3 500 MW d'éolien, de solaire et de biomasse), mais à la production très variable. Doté d'un budget de 24 millions d'euros, le projet Ingrid, auquel participe la firme grenobloise McPhy, consistera à déployer une capacité de stockage de 39 MWh sous forme d'hydrogène solide. « Une assistance efficace et intelligente à l'équilibrage du réseau local », résume McPhy. De manière générale, plus le stockage offre un temps de réaction rapide, plus il peut prétendre à des applications d'équilibrage du réseau sur un pas de temps court, journalier voire infra-journalier. Mais, manque de chance, les stockages les plus prompts au démarrage sont ceux qui offrent le moins de volume d'énergie emmagasinable. « C'est pour cela qu'en matière de stockage, il faut raisonner à nœuds de réseaux différents. Plus on descendra dans l'échelle, par exemple les micro-réseaux d'un îlot urbain, plus un stockage pourra prétendre faire de l'équilibrage sur un pas de temps court, en rythme infrajournalier, voire horaire », souligne Laurent Schmitt, directeur de la stratégie et de l'innovation chez Alstom Grid. À échelle microlocale, les batteries deviennent la solution de prédilection, d'autant qu'elles se dé clinent en plusieurs familles plus ou moins rapides à réagir. « Les batteries sodium-soufre autorisent un équilibrage jour-nuit, les batteries au lithium-ion un équilibrage horaire », dis tingue Laurent Schmitt, fort de son expérience sur le projet Nicegrid à Nice. l Coupler et arbitrer entre 2 production et stockage Coupler production et stockage, a fortiori arbitrer entre l'un et l'autre suivant la météo et la charge du réseau, est une affaire complexe. Elle nécessite un pilotage informatique très pointu. Plusieurs sites expérimentent des outils. De plus en plus, les développeurs de centrales électriques renouvelables devront intégrer le stockage dans leurs projets. On peut même imaginer qu'à l'avenir, tout nouveau mégawatt installé soit accompagné d'un quota de potentiel stockable. « Pour éviter que les contraintes des réseaux ne deviennent un obstacle à la pénétration des énergies renouvelables, certains États font évoluer le cadre réglementaire favora blement aux solutions de stockage. En Californie par exemple, les cahiers des charges des nouveaux projets de production d'énergies intermittentes comportent une obligation de stockage », sou ligne le cabinet Enea Consulting dans une étude de mars 2012 sur le stockage1 . En France, le dernier appel d'offres éolien pour la Corse et les DOMCOM mentionne explicitement une contrainte relative au stockage de l'énergie. Par ailleurs, la mise en place, pour 2017, d'une obligation de capacité pour les producteurs d'électricité, leur imposant de justifier d'une capacité physique de production égale à la puissance souscrite par leurs clients, contribuera à donner une valeur économique au stockage : la puissance rendue ainsi disponible donnera droit à des certificats de capacité à valoriser sur un marché. « Une source de gains qui viendra s'ajouter aux revenus liés à la vente d'énergie », apprécie Enea Consulting. Au moment où la ministre de l'Énergie signait le décret entérinant ce mécanisme de capacité, le 19 décembre dernier, le stockage a fait l'objet d'une avalanche de communiqués d'entreprises, comme si la mayonnaise prenait enfin. Star du moment : l'hydro­ gène. Outre Ingrid, la firme grenobloise McPhy a mis en avant sa participation au projet Grhyd, sélectionné par l'Ademe au titre des Investissements d'avenir. GDF Suez, chef de file, propose d'expérimenter la transformation en hydrogène d'électricité renouvelable produite en dehors des périodes de consommation. Et, ce, pour deux usages : en injection dans le réseau de gaz naturel d'un quartier de 200 logements, et en injection dans du GNV pour autobus (à 6, puis 20 %), un mélange baptisé hythane. Une filière testée aussi par E.On en Allemagne (à Falkenhagen) et en France (sur la centrale à charbon Emile-Huchet), et sur laquelle parie la firme allemande Enertrag, connue dans l'Hexagone pour ses activités de développeur éolien. Tour à tour, Enertrag a ainsi monté une « centrale hybride » à Prenzlau (réalisant l'électrolyse de l'eau à l'aide d'électricité éolienne, pour obtenir de l'hydrogène incorporable à du biogaz), posé la première pierre d'une station identique sur l'aéroport de Berlin (avec McPhy, Linde et Total), et signé un accord avec la communauté d'agglomération de Cambrai pour faire de même à partir de 60 MWc photovoltaïques. Usages possibles de l'hydrogène : une retransformation en électricité (par une pile à combustible ou par combustion dans un moteur à gaz), une injection en gazoduc ou en GNV. Bref, de quoi « réaliser un équilibrage parfait entre la fluctuation de la production des différentes énergies renouvelables connectées et les besoins réels en électricité ». D'un point de vue commercial, passer ainsi les frontières du monde de l'électricité pour aller vers celui du gaz et des transports fait le jeu des fournisseurs intégrés, type E.On, GDF Suez ou Total : le stockage permet de passer d'un « tuyau » à l'autre. « Offre et demande instantanées de courant se trouvent décorré-lées », résume Thierry Vergnaud, directeur d'Enertrag France. Sans compter, qu'en plus, l'hydrogène peut évoluer en méthane, la molécule constitutive du gaz naturel. C'est le principe de la métha-nation : l'hydrogène obtenu par électrolyse de l'eau devient du méthane (CH 4 ) en réagissant avec du CO 2 dans un réacteur catalytique, et donc devenir un combustible à part entière, voire un carburant automobile. Audi teste ainsi un proto­ type d'électrolyseur-catalyseur transformant l'électricité en « e-gas ». En France, Areva conduit à ce sujet le programme ElectroHgena, dans le cadre de l'appel à manifestations d'intérêt de l'Ademe sur la valorisation du CO 2 . Seul bémol : le rendement énergétique, déjà assez médiocre sur le cycle électricité-hydrogène-électricité (35 %, 60 % avec des électrolyseurs à haute température). « Dans un stockage tampon, l'électrolyse de l'eau affiche un rendement de 70 % et la pile à combustible un rendement de 50 % », détaille Nicolas Bardi, chef du département technologies de la biomasse et de l'hydrogène au CEA-Liten. Le couplage production-stockage est déjà une réalité en Corse, île au réseau électrique isolé qui supporte mal l'intermittence des ENR, avec pointes de consommation le soir, quand les panneaux solaires ne produisent plus. La plateforme Myrte, ex pé ri-mentée par Helion et le CEA au sein du pôle de compé ti ti vité Capénergies, électrolyse l'eau à l'aide d'électricité solaire, puis reconvertit l'hydrogène en électricité dans une pile à combustible le moment venu. Objectifs : l'écrêtage de la pointe, le lissage de la puissance photovoltaïque et la limitation des surtensions liées à la forte production solaire dans un contexte de faible consommation. Le « cerveau » du système réside dans le logiciel de simulation et de dimensionnement, Oriente, qui répartit les flux énergétiques au cours du temps entre les différents sous-systèmes. Un logiciel fonctionnant sous Matlab-Simulink, déjà testé lors du projet Pépite, mené par Helion entre 2007 et 2011 à Cadarache dans le cadre du programme Stock-E2 de l'ANR. À l'avenir, Myrte se propose même de valoriser la chaleur de la pile à combustible et de l'électrolyseur en eau chaude sanitaire. Reste une brique à intégrer dans ce système complexe : la prévision de la production photovoltaïque, à J-1 voire J-2, comme elle est déjà mise en œuvre chez RTE avec l'outil Ipes (lire EEM n° 10). D'autres outils de prévision existent, comme ceux de Metnext (filiale de Météo-France et de CDC Climat), mais ils se focalisent surtout pour l'instant sur l'éolien. Avec de la visibilité sur la production à attendre le lendemain, les gestionnaires des systèmes de stockage couplés aux centrales sauront, dans ce cas, s'ils doivent, oui ou non, se préparer à solliciter leur électrolyseur, au regard du profil de consommation attendu. Une aide qui serait également bienvenue à Lambesc, près d'Aix-en-Provence, territoire d'expérimentation de Premio, un projet qui émet des consignes de délestage et d'effacement vers différents postes de consommation en fonction de la charge sur le réseau. La centrale de pilotage commande éga lement le stockage-dés to ckage d'électricité photovoltaïque en batteries, et va intégrer un sto ckage-tampon d'électricité thermodynamique produite sur les toits de l'Ademe à Sophia-Antipolis . Plus elle saura s'il fait soleil le lendemain, plus grande sera sa capacité à anticiper, ou non, le déclenchement d'un cycle de stockage. l rendre Autonomes les bâtiments On peut appréhender la question du stockage de l'électricité renouvelable comme un moyen de rendre autonomes les lieux de consommation où se trouve un parc de production, par exemple une ferme, un chalet de montagne ou un quartier urbain. Le réseau public est alors vu comme l'ultime recours, en cas de franc décrochage entre l'offre et la demande locales. Dans le cas d'un quartier urbain, le sto ckage devient alors une brique au sein d'un réseau « intelligent » local. Les enjeux : moduler les consommations, commander des effacements, orienter la production d'ENR locale vers un usage ou un autre, enclencher des cycles de stockage-déstockage au gré de la météo et de la demande lo cales. C'est la vision qu'a adoptée le projet Issygrid1 , à Issy-les-Moulineaux (92), déployé sur un périmètre de 160 000 m2 où vivent près de 10 000 per sonnes. Les immeubles de bureaux produisent de l'électricité qui est ensuite stockée, puis redistribuée dans le quartier pour alimenter les bureaux, les habitations et même recharger les Autolib. Car les voitures électriques constituent une solution de stockage capable de rendre autonome un site consommateur. L'échelle géographique est alors celle du bâtiment (siège social d'une entreprise ou supermarché équipé d'un parking à ombrières photovoltaïques et de bornes de recharge), voire de la maison. Le constructeur automobile Nissan en a fait la démonstration au Canada. Avec ses partenaires Nichicon et Powerstream, il a mis au point une interface bâtiment-voiture qui alimente la maison avec la batterie d'une Nissan Leaf. Les 24 kWh de l'accumulateur au lithium-ion peuvent fournir « assez d'électricité pour toute une journée à un ménage canadien moyen », selon Nissan Canada. Le logiciel de pilotage prélève l'électricité de la voiture pour les besoins de la maison quand celle-ci ne reçoit plus rien du réseau, quand elle consomme davantage que la production de sa toiture photovoltaïque, ou lorsque celle-ci est inactive. À l'inverse, la voiture électrique, si elle n'est pas de sortie, se recharge lorsque le solde entre production et consommation est positif, et lorsque l'électricité du réseau est pleinement disponible. Appelé V2H (pour « vehicle to home »), « ce projet illustre le fait que la voiture électrique ne doit pas être appréhendée seulement comme un moyen de transport, mais aussi comme une brique d'un nouveau système éner gé tique, apprécie Frédéric Maléfant, responsable batteries et énergie chez Renault, partenaire industriel de Nissan. Plusieurs fournisseurs de mo dules photovoltaïques accompagnent désormais leur offre de solutions de stockage à domicile. Comme Aleo Solar et ses accumulateurs à lithium-ion, destinées aux maisons individuelles et aux petites entreprises, capables de « couvrir une grande partie des besoins propres en électricité (70 à 80 %) ». Pour peu qu'il descende sous le seuil critique de 2 euros par kilogramme en prix de revient, le stockage sur hydrogène peut aussi intéresser les projets d'autonomisation à plus grande échelle, à partir de petit éolien ou de petite hydraulique. C'est l'axe de travail de start-up françaises comme WH2 ou Atawey. l