TRANSITION. L'essor des énergies renouvelables intermittentes ne mettra pas à mal le réseau énergétique français, suffisamment souple et pilotable, estime l'Opecst. La question du développement de nouvelles capacités de stockage inter-saisonnières ne se posera que dans une quinzaine d'années affirme l'Office. Décryptage.
STEPs, batteries, hydrogène… Comment stocker des électrons qui proviennent de sources renouvelables ? L'Office parlementaire des choix scientifiques et techniques (Opecst) a chargé la sénatrice Angèle Préville de rédiger une note à ce sujet, afin d'éclairer les choix stratégiques que devra faire la France dans les années qui viennent. Car l'électricité sera l'un des vecteurs de la transition écologique en cours, pour sa capacité à être décarboné. Comme le fait remarquer l'Opecst, la France est engagée dans une diversification de son mix électrique, où les moyens de production centralisés thermiques ou nucléaires, seront peu à peu remplacés par des moyens décentralisés mais non commandables, tributaires de conditions météorologiques ou du cycle solaire. Cet accroissement des énergies intermittentes devrait impliquer une forte hausse des besoins de flexibilité du système électrique national. Cependant, comme le fait remarquer Angèle Préville, "il est excessif de présenter [le stockage] comme une condition nécessaire de l'essor des EnR variables, car il n'est qu'un levier de flexibilité parmi d'autres". Elle fait remarquer que le système électrique français "est déjà très flexible", disposant d'une forte proportion de moyens pilotables (hydroélectricité, centrales au gaz, centrales nucléaires) et que son réseau de transport et de distribution (RTE/Enedis) est d'une grande qualité, offrant "de vastes possibilités de foisonnement".
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Déplacer les pics de consommation au moment où les EnR produisent
Le rapport rappelle que le pilotage de la consommation est un autre moyen d'agir, en déplaçant ou en effaçant des pointes. La capacité française actuelle s'élève à 2,5 GW. Mais les 11 millions de ballons d'eau chaude des ménages représentent à eux-seuls une capacité supplémentaire de 9 GW dont il serait possible de déplacer la demande équivalente à près de 20 GWh par jour, vers des heures de faible consommation et de forte production renouvelable. Le pilotage dynamique de ces équipements simples et ubiquitaires pourrait ainsi jouer un rôle important dans l'exploitation de pics photovoltaïques ou éoliens. Autre possibilité : le développement du stockage hydraulique dans les stations de pompage-turbinage (STEP) qui offre des capacités diverses en termes de temporalité, y compris inter-saisonnières (donc beaucoup plus longues que le stockage de chaleur dans des ballons d'eau chaude). L'Opecst note : "Il convient d'identifier ses gisements potentiels sur le territoire et de réfléchir aux mesures de compensation écologiques et économiques susceptibles de mieux faire accepter les projets par la population". La création de nouvelles retenues d'eau se heurte en effet aujourd'hui à l'hostilité des habitants. La note scientifique souligne également que le prix de l'électricité ne devra pas handicaper le déploiement de ces équipements de stockage à grande échelle.
Sur le développement des batteries électrochimiques, les capacités mises en jeu sont moindres à l'heure actuelle. La sénatrice de l'Office parlementaire évoque les classiques accumulateurs (sodium-soufre, lithium-soufre, nickel-cadmium) et les batteries lithium-ion dont les performances vont en s'améliorant alors que le coût de revient est en baisse. "On attend à partir de 2022-2023 l'arrivée sur le marché de batteries dites 'tout solide' qui permettront de nouveaux gains de sécurité et de densité énergétique", avertit Angèle Préville. Quant à l'hydrogène, autre vecteur de la transition énergétique, le rapport passe rapidement sur les technologies prometteuses du "power to gas" qui permettent d'utiliser l'électricité verte pour casser des molécules d'eau en hydrogène et oxygène. Grâce à recombinaison avec du CO2, il est ainsi possible de produire du gaz vert (méthanation) qui viendra remplacer le gaz naturel importé à grands frais. Cette fois, les progrès attendus porteront sur les technologies d'électrolyseurs, afin d'en faire baisser le prix et d'augmenter leur durée de vie.
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La mobilité électrique demain, avant la mobilité hydrogène, plus tard
Selon les données de l'Ademe, sur lesquelles repose la note de l'Opecst, la progression des renouvelables ne posera aucun problème avant de nombreuses années. L'ajout d'une électronique de puissance liée à ces éléments, au lieu d'une connexion directe des alternateurs risque de se traduire par une baisse de l'inertie du système électrique. "Or, en cas de chute de la fréquence du courant, le premier correctif est aujourd'hui celui qu'exerce spontanément cette inertie" des masses tournantes, fait remarquer la sénatrice. Les écarts de fréquence risquent donc de s'aggraver à l'avenir. Mais l'horizon de 2035 semble suffisamment lointain pour que des solutions techniques soient développées et mises en place : compensateurs synchrones sur le réseau, inertie synthétique des éoliennes (réglage rapide de la fréquence), grid forming (contrôle de la fréquence)… Pour le "power to gas" encore au stade des démonstrateurs technologiques, là encore, "le problème d'urgence ne se pose pas". Reste la question du développement massif de la mobilité électrique qui pose plusieurs questions stratégiques, notamment sur les conditions d'extraction des métaux critiques (cobalt, nickel, lithium) et leur impact environnemental, ou encore sur la valorisation des batteries tout au long de leur durée de vie y compris au moment de leur recyclage ultime. Les industriels français (Saft) et européens (Siemens, Solvay) du secteur sont donc appelés à s'imposer des critères exigeants en termes de responsabilité sociétale et environnementale, en réclamant la traçabilité des matériaux. Angèle Préville s'interroge enfin sur le développement de la mobilité hydrogène ou hybride : "Même si l'on parvient demain à produire un hydrogène électrolytique bon marché, un second obstacle se dresse : celui des investissements nécessaires au déploiement et à l'entretien d'infrastructures de stockage et de distribution de l'hydrogène. La création d'un réseau énergétique supplémentaire, en plus du réseau électrique, du réseau gazier, des réseaux de chaleur et du futur réseau de recharge des véhicules électriques est-elle financièrement soutenable et économiquement pertinente ?". Elle estime qu'à court terme, l'hydrogène ne répondra qu'à certaines applications de mobilité, comme les flottes de transport collectives, les trains ou les poids-lourds, avant de se massifier au-delà de 2050.
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