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Stockage d’énergie : les rendements problématiques de la stratégie power-to-gas-to-power

Publié en ligne le 22 août 2022 - Énergie -

La transition énergétique en France sera marquée par trois grands changements :

  1. des efforts accrus d’économies d’énergie et d’efficacité énergétique pour diminuer notre consommation totale d’énergie ;
  2. une part accrue de l’électricité dans notre consommation d’énergie ;
  3. une contribution importante des énergies renouvelables éolienne et solaire dans la production électrique.

Dans ce contexte, de multiples scénarios à l’horizon 2050 sont proposés, soit par des agences et institutions (par exemple ceux de la Stratégie bas carbone du gouvernement français [1], de l’Agence de la transition écologique ou Ademe [2], du gestionnaire du système électrique RTE [3], de l’Académie des sciences [4] et de l’Académie des technologies [5]), par des associations (par exemple Négawatt [6] ou Greenpeace [7]) ainsi que par divers scientifiques (dont nous-mêmes [8]). Ils se distinguent les uns des autres par des hypothèses différentes, en particulier sur

  1. l’ampleur de la diminution de notre consommation d’énergie (de 15 % à 50 %),
  2. la part de l’électricité dans la consommation totale d’énergie (de 30 % à 60 %) et
  3. la part des énergies renouvelables dans la production électrique (de 50 % à 100 %).

La consommation d’électricité varie, d’un scénario à l’autre, de 530 TWh à 900 TWh (voir [9]) et est égale à 750 TWh dans notre étude [8]. Pour fixer les idées, elle était de 473 TWh en 2019 [10].

La part fortement croissante des énergies intermittentes (éolien et solaire) dans le « mix de production » retenue dans tous les scénarios accroît les besoins en stockage. En effet, les énergies éolienne et solaire sont intermittentes car elles dépendent du flux disponible (le vent ou le soleil) et non pilotables, contrairement aux énergies fossiles ou l’énergie nucléaire. Tout au long d’une année, il existe des périodes pendant lesquelles la consommation électrique pourra être assurée (entièrement ou pour une bonne part) par de la production éolienne et solaire, et d’autres périodes pendant lesquelles peu (voire aucune) énergie électrique ne peut être produite. Comment alimenter en électricité nos usines, nos maisons et nos voitures dans ces conditions ?

Gérer l’intermittence des énergies renouvelables

Aujourd’hui, en France, la question d’un manque potentiel d’électricité du fait de l’intermittence de certaines productions ne se pose pas puisque la contribution relative de ces sources reste faible. L’ajustement de la production à la consommation est assuré, pour l’essentiel (si on laisse de côté les échanges d’électricité avec les pays voisins et le transfert d’énergie par pompage), par le parc nucléaire, les centrales hydrauliques qui le permettent 1 et les centrales à gaz ou à charbon. En effet, ces sources d’énergie sont « pilotables » (il est possible de moduler leurs productions selon les besoins).

Un coup de vent, John Singer Sargent (1856-1925)

Mais la question se pose spécifiquement pour tous les scénarios prospectifs comportant de fortes contributions de sources d’énergie intermittentes, en particulier ceux dits « 100 % EnR » (énergies renouvelables constituées non seulement de l’éolien et du solaire mais aussi de la biomasse et de l’hydraulique), largement promus dans l’espace médiatique. Ces scénarios impliquent de facto une diminution (voire une disparition) des unités de production pilotables, à l’exception de l’hydraulique et de la biomasse.

D’autres moyens que des unités de production pilotables sont envisagés pour apporter la flexibilité nécessaire au bon fonctionnement du système électrique (la flexibilité désigne la capacité d’un moyen de production, de consommation ou de stockage à modifier sa courbe d’injection ou de soutirage d’électricité sur le réseau). Outre les stations de pompage évoquées plus haut, il s’agit des actions de modulation de la consommation (interruption de processus industriels, déplacement dans le temps de certains usages, incitations via des tarifs heures creuses/pleines, etc.). L’interconnexion des réseaux électriques entre pays voisins permet d’importer et d’exporter de l’électricité et ainsi de profiter des capacités de pilotage non utilisées d’un pays à l’autre, comme de bénéficier d’un possible effet de foisonnement 2 des énergies intermittentes. Mais le potentiel de ces différentes solutions est, à ce jour, limité au regard des besoins à venir. Les capacités d’importation/exportation diminueront avec celle des capacités pilotables si tous les pays suivent les recommandations de la Commission européenne fixant un minimum de 32 % d’énergies renouvelables pour 2030 [11].

Dès à présent, les prix de l’électricité sont très volatiles : ils chutent même en dessous de zéro lors des surplus de production éolienne [12] et grimpent à des sommets imposés par la rareté lorsqu’un anticyclone couvre l’Europe et que le vent est rare ou absent. Une étude rassemblant les productions éoliennes de 18 pays européens [13] analyse le synchronisme des productions éoliennes. Elle montre que le foisonnement est très faible car la puissance réellement fournie par l’ensemble peut tomber à 4 % de la puissance installée (c’est-à-dire la puissance totale qui serait fournie si toutes les éoliennes fonctionnaient à 100 % de leurs capacités). Quant au solaire photovoltaïque, au-delà du fait évident qu’il ne produit pas la nuit, sa production moyenne est quatre fois plus faible en hiver qu’en été, alors que la demande est supérieure. Aussi on ne peut qu’être sceptique sur la hauteur des contributions que seront susceptibles d’apporter nos voisins pour faire face aux situations de pénurie dans notre pays, hypothèse pourtant incluse dans les différentes études prospectives, y compris celle de RTE.

Stocker l’énergie issue de sources renouvelables

Il reste donc à étudier la stratégie de stockage des énergies intermittentes qui consiste à restituer les excès d’énergie intermittente récupérés quand celle-ci est supérieure à la demande et stockés sous différentes formes. Il est clair qu’il n’y aura pas de développement massif d’énergies renouvelables intermittentes sans développement de capacités de stockage d’énergie à très grande échelle, bien au-delà de celles aujourd’hui disponibles, et sans amélioration de l’efficacité des technologies utilisées.

Essayons de donner des ordres de grandeur de l’importance du problème. En prenant comme hypothèse une consommation annuelle d’électricité de 750 TWh à l’horizon 2050 et en partant des données de RTE disponibles sur son site Eco2mix [14], nos propres analyses [8] arrivent au chiffre de 160 TWh pour le besoin de flexibilité 3 dans un scénario 100 % ENR. Pour donner une référence de ce que cela représente, au cours des dernières années, en moyenne, seulement 11 TWh d’énergie ont été déplacés chaque année 4 pour assurer l’équilibre offre/demande électrique [8]. On mesure l’ampleur du défi.

Dès lors qu’on diminue la part des énergies intermittentes, par exemple, avec une contribution croissante d’énergie nucléaire, la marche devient de moins en moins brutale (dans un scénario 50 % ENR et 50 % nucléaire, nous obtenons, avec 750 TWh d’électricité, un besoin de flexibilité de 70 TWh.

L’hydrogène pour la flexibilité inter-saisonnière ?

S’il existe différents types de technologies de stockage réversible (c’est-à-dire capable de restituer de l’énergie sous forme électrique), certains de ces moyens ne sont pertinents qu’à une échelle de temps journalière ou hebdomadaire (station de transfert d’énergie par pompage, batteries électriques), d’autres le sont à l’échelle de temps inter-saisonnière (au-delà de la semaine). Les besoins de stockage inter saisonnier correspondent à environ 60 % des besoins de stockage [8].

Ici nous étudions exclusivement des besoins de stockage inter-saisonniers, plus précisément de la stratégie dite « power-to-gas-to-power » qui consiste à stocker l’électricité sous forme d’un gaz, l’hydrogène, obtenu par électrolyse de l’eau, à conserver ce gaz (après liquéfaction ou compression) jusqu’à sa conversion en électricité par une pile à combustible ou une centrale thermique. L’hydrogène produit par électrolyse est identifié par le gouvernement français comme, « à long terme, une solution structurante pour l’intégration des énergies renouvelables au système électrique » et « le moyen de stockage massif inter saisonnier des énergies renouvelables électriques intermittentes le plus prometteur » [16].

Le problème le plus important dans cette stratégie est le faible rendement global de ce cycle. D’après une étude récente de l’Ademe [17], confirmée par de nombreuses autres études, il n’est que de l’ordre de 25 % si l’on utilise des électrolyseurs à basse température, systèmes d’électrolyse les plus matures pour le moment. Cela veut dire que pour récupérer 1 TWh après stockage, il faudra consommer 4 TWh au total. Dit autrement, pour produire un million de tonnes d’hydrogène (contenant 33,3 TWh d’énergie) qui ne permettront de restituer que 14 TWh d’électricité, il faut fournir environ 55 TWh. Ce calcul tient compte d’un rendement de l’ordre de 60 % pour l’électrolyse, de 50 % pour la pile à combustible (dispositif qui produit de l’électricité à partir de l’hydrogène) et d’autres dépenses énergétiques, notamment celles associées à la compression du gaz.

Citerne au parc du Château Noir, Paul Cézanne (1839-1906)

Ainsi, sur la base d’un scénario 100 % ENR, si le besoin de stockage intersaison représente 90 TWh (60 % du transfert annuel), les faibles rendements mentionnés font que sur 90 TWh captés pendant les périodes de surplus, seuls 23 TWh seront restitués pendant les périodes de manque. Pour produire les 67 TWh qui manquent au bilan, on peut envisager de constituer une réserve d’hydrogène supérieure, ce qui suppose évidemment l’installation de capacités supplémentaires d’éolien et de solaire, entièrement dédiées au stockage. Tout ceci conduirait à des quantités colossales d’hydrogène stocké, difficiles à atteindre, en tout cas à l’horizon 2050.

Des efforts de recherche pour améliorer le rendement du cycle de l’hydrogène

L’espoir d’une amélioration des rendements de la stratégie s’appuyant sur l’hydrogène pour le stockage inter-saisonnier de l’électricité pourrait résider dans une nouvelle technologie d’électrolyse, qui n’a pas encore la maturité suffisante. Grâce à la recherche et à des investissements appropriés (par exemple [18]), elle pourrait devenir opérationnelle à une échelle industrielle, moyennant une réduction considérable des coûts. Cette technique est l’électrolyse à haute température (EHT), dans laquelle une partie de l’énergie électrique nécessaire à la dissociation de la molécule d’eau est remplacée par un apport de chaleur [19]. Le rendement complet du cycle pourrait ainsi être porté de 25 % à 35 %. Si l’on ajoute des progrès en cours sur de nouvelles techniques de piles à combustibles, le rendement global de la chaîne pourrait être porté à environ 50 % (voir encadré).

L’hydrogène pour produire du méthane

L’autre stratégie P2G2P qui est mise en avant consiste à transformer l’hydrogène, produit par électrolyse, en méthane par réaction avec le dioxyde de carbone. Cette réaction appelée méthanation a été découverte par le chimiste et prix Nobel Paul Sabatier (1854-1941) en 1897.

La Vache blanche, Paul Sérusier (1864-1927)

Il existe plusieurs avantages à cette conversion. Le premier réside dans le fait que l’industrie gère depuis longtemps, en toute sécurité, des quantités importantes de méthane (appelé gaz naturel, essentiellement du gaz fossile) et dispose de toute une infrastructure pour son stockage (cavités souterraines), son transport (réseaux de gaz) et sa combustion alors que ce n’est pas le cas de l’hydrogène. De fait, même s’il y a des perspectives de déploiement de l’hydrogène pour de nouveaux usages, le méthane est déjà utilisé, non seulement pour produire de l’électricité (centrales thermiques pilotables), mais aussi pour d’autres usages (chauffage, transport...). Ce méthane produit à partir de l’électricité aurait donc comme fonction de remplacer, en partie, le gaz naturel et donc de diminuer celui que nous importons massivement (500 TWh [20], la quasi-totalité de notre consommation est importée), au prix d’une facture énergétique considérable (dix milliards d’euros en 2014 [21]).

L’électrolyse à haute température


L’électrolyse à haute température (EHT) fonctionne à 700-850 °C, ce qui permet d’augmenter significativement le rendement de conversion tout en restant dans les limites de tenue des matériaux. Les réacteurs sont constitués d’un électrolyte solide (matériau assurant le transport de charges) et d’électrodes dont le fonctionnement est optimisé par l’usage de catalyseurs.

Avec ce dispositif, le rendement de l’électrolyse est amélioré d’environ 30 % et atteint 83 %. Les pertes sont donc considérablement réduites. Ces dispositifs ont été démontrés sur de petites installations, mais il n’a pas été démontré que de tels rendements puissent être obtenus dans des dispositifs à grande échelle. Par ailleurs, même avec un tel rendement pour la conversion « power-to-gas », on arrive à un rendement de la chaîne P2G2P d’environ 35 % si le gaz est brûlé pour faire tourner une turbine. Une dernière piste d’amélioration consiste à utiliser, plutôt que la classique turbine, une pile à combustible fonctionnant à haute température pour convertir l’hydrogène en électricité. Des rendements de près de 70 % ont été constatés en laboratoire, ce qui, si l’opération est adaptable à l’échelle industrielle, pourrait conduire à un rendement de toute la chaîne P2G2P de près de 45 %.

Cependant, si l’on analyse cette stratégie au regard du rendement global de la chaîne « power-to-gas-to-power » décrite précédemment, on peut s’étonner de l’engouement qu’elle suscite chez certains, sans doute convaincus de la justesse de l’approche parce que c’est celle de l’Allemagne, un pays particulièrement friand de gaz. En effet la production d’électricité tirée de l’hydrogène se fait à travers le couplage d’une réaction de méthanation, dont les rendements sont au mieux de 55-60 % [22] et de la combustion du méthane dont le rendement, dans une centrale à cycle combiné ou à cogénération, est également de 55-60 % [23]. De sorte qu’un million de tonnes d’hydrogène (33,3 TWh) ne donne que 10 TWh d’électricité, donc moins que l’énergie obtenue par transformation directe de l’hydrogène (14 TWh). En plus, ce calcul ne tient pas compte du coût en capital (deux réacteurs au lieu d’un) et du coût énergétique (et financier) de la capture, de la compression et du transport du CO2 nécessaire à la réaction de méthanation. Tout indique donc que cette stratégie n’est pas compétitive sur le plan de l’efficacité énergétique par rapport à l’utilisation directe de l’hydrogène.

Conclusion

Au-dessus d’une certaine proportion de sources d’énergie renouvelables intermittentes dans le mix électrique, les besoins en stockage seront énormes. Si le stockage à des échelles de temps courtes (de la minute à la semaine) devrait potentiellement pouvoir être assuré par les stations de transfert d’énergie par pompage, les batteries électriques, la flexibilité de la demande et les échanges transfrontaliers, c’est le stockage inter-saisonnier qui reste problématique. Les technologies « power-to-gaz » et « power-to-gas-to-power » discutées ici n’atteignent pas aujourd’hui de rendements supérieurs à 25 % et n’atteindront un rendement de 50 % qu’au prix d’une optimisation technologique suffisante et un déploiement industriel à grande échelle (plusieurs dizaines de TWh nécessaires), en tout état de cause pas avant 2035-2040. Elles conduiront à un gaspillage considérable d’une électricité (perte de 50 à 75 %) qui sera de plus en plus précieuse.

Pour limiter la quantité d’énergie à stocker, la part de ces énergies intermittentes devrait être limitée et un scénario 100 % ENR n’apparaît pas réaliste tant sur le plan technique qu’économique, même en 2050 au regard des évolutions technologiques nécessaires.

La gestion du système électrique avec une part croissante d’énergies renouvelables intermittentes suppose par conséquent des capacités importantes d’énergie pilotable. En France, cela passe par le maintien des capacités de production nucléaire et d’hydroélectricité, ainsi que, probablement pour un certain temps, l’utilisation de gaz naturel importé tant que les promesses du biométhane, issu de la méthanisation aux échelles requises, ne seront pas confirmées.

Références


1 | France stratégie, « Projeter le système électrique français vers le long terme, entre objectifs ambitieux et incertitudes radicales ? », Point de vue, 20 mai 2021.
2 | Agence de la transition écologique, « Transition(s) 2050 : choisir maintenant, agir pour le climat », Actualisation du scénario énergie climat 2030-2050, 21 février 2022.
3 | Réseau de transport d’électricité, « Futurs énergétiques 2050 : les scénarios de mix de production à l’étude permettant d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050 », Résultats de l’étude, octobre 2021.
4 | Académie des sciences, « L’apport de l’énergie nucléaire dans la transition énergétique, aujourd’hui et demain », Avis, 8 juillet 2021.
5 | Académie des technologies, « Perspective de la demande française d’électricité d’ici 2050 », Avis, 10 mars 2021.
6 | Association négaWatt, « La transition énergétique au cœur d’une transition sociétale », Scénario 2022.
7 | Greenpeace, « La transition énergétique est possible : notre scénario vers 100 % de renouvelables », 24 septembre 2015.
8 | Fontecave M, Grand D, « Les scénarios énergétiques à l’épreuve du stockage des énergies intermittentes », Comptes rendus de l’Académie des sciences – Chimie, 2021, 24 :331-50.
9 | « Transition énergétique : mieux comprendre les termes de la controverse », introduction du dossier, SPS n° 339, janvier 2022. Sur afis.org
10 | Réseau de transport d’électricité, « Bilan électrique français 2019 : une consommation en baisse depuis 10 ans, une production particulièrement décarbonée grâce au recul du charbon », Actualités, 12 février 2020.
11 | Parlement européen, « Énergie : nouvel objectif de 32 % d’énergies renouvelables d’ici 2030 conclu par les députés et les ministres », Communiqué de presse, 14 juin 2018.
12 | Observatoire de l’industrie électrique, « Les prix de l’électricité négatifs », Fiche pédagogique, mai 2017.
13 | Linnemann T, Vallana GS, “Wind Energy in Germany and Europe. Part 2. Status, potential and challenges for baseload application : European situation in 2017”, ATW - Internationale Zeitschrift für Kernenergie, 2019, 64 :141-8.
14 | Réseau de transport d’électricité, « Spécification des fichiers de données éCO2mix », 17 juillet 2020.
15 | Réseau de transport d’électricité, « Garantir la sécurité d’approvisionnement dans les scénarios de neutralité carbone reposant en grande partie sur les énergies renouvelables », Futurs énergétiques 2050, chapitre 7, octobre 2021.
16 | Ministère de la Transition écologique, « Plan de déploiement de l’hydrogène pour la transition énergétique », 2018.
17 | Bodineau L, Sacher P, Rendement de la chaine hydrogène : cas du “Power-to-H2-to-Power”, Ademe, 2020.
18 | Site de la société Genvia.
19 | Mougin J, « Production d’hydrogène par électrolyse de la vapeur d’eau à haute température », L’actualité chimique, octobre 2021, 466 :12-19.
20 | Ministère de la Transition écologique, « Importations de gaz naturel par pays », Chiffres clés de l’énergie, 2021. Sur statistiques.developpement-durable.gouv.fr
21 | « Quel est le montant de la facture énergétique française ? », Connaissances des énergies, 28 juillet 2015.
22 | Thema M et al., “Power-to-Gas Electrolysis and methanation review”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2019, 112 :775-87.
23 | GE Renewable Energy, “Breaking the power plant efficiency record”, Communiqué de presse, 2016. Sur ge.com

1 Les centrales hydrauliques « au fil de l’eau » ne sont pas « pilotables » car elles n’ont pas de stockage significatif et produisent donc en fonction du débit.

2 Foisonnement : profusion de productions d’énergies intermittentes non corrélées obtenues par la multiplication de sources soumises à des conditions d’ensoleillement ou de vent différentes suivant les régions ou pays.

3 Sur la base de la comparaison de l’énergie électrique consommée et celle produite, cette valeur correspond à la quantité annuelle d’électricité à transférer des périodes de surplus – production supérieure à la consommation – aux périodes de manque – production inférieure à la consommation – afin d’assurer l’équilibre entre les quantités horaires consommées et produites, condition de la stabilité du réseau.

4 Le dernier rapport de RTE [15] évalue à 120 TWh ce qu’il appelle le besoin de modulation dans la situation actuelle. En fait, ce chiffre ne peut pas être comparé aux 11 TWh que nous avons établis car il ne recouvre pas la même réalité. Dans le premier cas, il s’agit d’une consommation résiduelle, définie comme la consommation diminuée des productions fatales (éolien, photovoltaïque et hydraulique au fil de l’eau). Dans le second, il s’agit d’un besoin de flexibilité qui correspond à la différence entre la consommation, d’une part, et toutes les productions, fatales comme pilotables, d’autre part. La différence entre les deux valeurs provient de l’apport du nucléaire et du thermique à la modulation.

Publié dans le n° 340 de la revue


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Les auteurs

Marc Fontecave

Professeur au collège de France et membre de l’Académie des sciences.

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Dominique Grand

Dominique Grand a été adjoint au directeur du CEA de Grenoble et professeur associé à l’Institut d’Études (...)

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