“Eole en stock”, ou comment stocker une énergie intermittente

Le boom des énergies renouvelables amène au premier plan des problèmes restés jusqu’ici marginaux. L’électricité d’origine éolienne, en particulier, a suscité récemment de nombreux débats, certains politiques, d’autres techniques. L’un des plus stimulants est lié à l’intermittence de la production, qui oblige à explorer des pistes innovantes, comme le stockage à grande échelle de l’électricité.

Les coûts de l’intermittence

Les producteurs d’électricité le savent depuis longtemps, tous les kWh ne se valent pas. Non seulement ils n’ont pas le même coût, mais surtout certains sont garantis, quand d’autres ne le sont pas. La production d’électricité à partir d’énergie solaire et, plus encore, éolienne, est ainsi marquée par une variabilité qui joue non seulement à l’échelle de la journée, mais aussi sur plus longues périodes. En Europe de l’ouest, par exemple, les pics de consommation électrique correspondent aux périodes de froid hivernal et aux chaleurs estivales, c’est-à-dire à un régime anticyclonique marqué par l’absence de vent.

Cela n’a guère de conséquence quand l’électricité d’origine solaire ou éolienne ne représente que quelques pourcents de la production totale, mais la montée en puissance de ces sources d’énergie oblige à s’intéresser au problème de façon sérieuse. En Espagne, par exemple, l’énergie éolienne a été au mois de mars 2011 la première source d’électricité, avec une production de 4750 GWh qui représentait 21% de la demande (sur un an, la moyenne de l’éolien est désormais proche de 15%, en troisième position devant le charbon). Red Eléctrica de España fournit des informations en temps réel qui montrent l’existence de pics: le mardi 14 janvier 2010 à 1 heure 33 du matin, la production d’énergie éolienne a ainsi représenté 42% de la demande espagnole en électricité, avec une puissance instantanée de 11700 MW.

Ces pics sont gérés via une baisse momentanée des autres modes de production, notamment l’hydroélectrique qui est à cet égard très souple. Les prévisions météos permettent aux régulateurs d’ajuster la production globale, par exemple en abaissant la puissance des centrales thermiques d’ajustement jour/nuit lorsque le vent se lève. Mais l’exercice a ses limites, et si l’éolien confirme sa montée en puissance (l’objectif des Espagnols est d’en faire d’ici 2040 la première source d’énergie électrique), le caractère intermittent de sa production peut devenir problématique.

Ce sujet fait aujourd’hui l’objet d’un débat assez vif au Royaume-Uni, où le développement de vastes parcs éoliens offshore a conduit cette source d’électricité à atteindre 10% de la demande d’après le National Grid. Plusieurs rapports contradictoires ont été publiés depuis 2005, soit pour souligner le coût élevé du kWh d’origine éolienne, soit au contraire pour ramener les estimations de coûts à la baisse.

Dans d’autres contextes, c’est la question de la localisation des parcs éoliens qui fait problème. En Allemagne, l’essentiel de la production sera due à des parcs offshore, sur la Baltique et la mer du Nord, loin des centres industriels de la Ruhr et de Bavière, qui sont de gros consommateurs d’électricité. Le développement du réseau à haute tension est évidemment l’une des réponses à ce problème, mais il est coûteux, prend du temps et pose des questions d’acceptabilité sociale; en outre, l’acheminement sur 700 ou 800 km représente une perte en ligne significative.

Partout dans le monde, enfin, l’éolien représente comme le solaire une solution pertinente pour les îles qui ne sont pas interconnectées, en complément des moyens de production classiques. Mais là encore l’intermittence pose problème.

C’est dans ce contexte que la question du stockage prend aujourd’hui un intérêt nouveau. Soit comme un outil supplémentaire donné aux exploitants pour gérer la production, soit, dans le cas des îles, comme le moyen de réduire significativement la part des petites centrales alimentées au charbon ou au fuel ou au gaz. Mais peut-on stocker du vent?

Les solutions mécaniques

Une première solution consiste à convertir l’énergie cinétique de l’éolienne en une autre énergie mécanique. On peut distinguer trois modèles, aux usages différents.

Les volants d’inertie ont pour principal intérêt de lisser la production: une partie de l’énergie électrique de l’éolienne sert à faire tourner un disque rotatif en acier, assez lourd, à haute vitesse. La rotation du disque consomme dans un premier temps beaucoup d’énergie, mais en régime de croisière la faiblesse des frottements limite cette consommation; et si le vent baisse l’inertie du disque lui permet de produire de l’énergie. Utile pour lisser la production, cette méthode est simple dans son principe mais pour être efficace elle requiert une technologie coûteuse (pour une réduction maximum des frottements, le disque doit tourner dans le vide).

Deuxième modèle, l’articulation des éoliennes à des installations hydroélectriques, via des stations de pompage. Il s’agit simplement de profiter des moments où le vent souffle et où la demande est faible (par exemple les weekends) pour remonter de l’eau. Ce principe est déjà utilisé en France, où des turbines réversibles permettent de pomper de l’eau vers le haut en utilisant l’électricité du réseau au moment où elle est le moins cher. Le rendement de ces opérations est de l’ordre de 80%, ce qui est remarquable. Dans l’absolu, rien n’interdit d’utiliser directement des éoliennes au lieu de faire appel au réseau, et dans certaines vallées ventées la solution peut avoir du sens, même si elle demande une évaluation économique. Mais on observera que les parcs offshore et les éoliennes situées en plaine sont généralement éloignées des barrages hydroélectriques, ce qui limite considérablement l’utilisation directe de l’énergie éolienne pour alimenter des turbines. En revanche, même si c’est plus complexe, on peut parfaitement l’utiliser indirectement, à travers le réseau.

Le stockage sous forme d’air comprimé peut apparaître anecdotique, mais il offre des possibilités très intéressantes et surtout apparaît moins tributaire de la géographie. Des applications industrielles fonctionnent depuis 1978 en Allemagne (Huntorf, 290 MW) et depuis 1991 en Alabama, mais leur rendement est assez faible, de l’ordre de 40%. EnBW, le numéro 3 allemand de l’énergie, a récemment développé une solution plus performante, qui permettrait d’atteindre un rendement de 70% grâce à la récupération de la chaleur produite par la compression.

Toutes ces formules, notamment l’air comprimé et le stockage par volant d’inertie requièrent des installations plus complexes et mobilisent donc des investissements. On en est aujourd’hui à la phase d’expérimentation, et une évaluation économique est nécessaire.

Batteries, accumulateurs et supercondensateurs

C’est encore plus vrai des solutions que nous allons aborder à présent. D’emblée, il faut noter que les technologies de type pile ou batterie sont connues depuis longtemps, et qu’en une centaine d’années les progrès, relativement modestes, ont été réalisés sur un mode incrémental. Le seul véritable lieu d’innovation a été les applications militaires, dans un contexte budgétaire très différent de celui de l’industrie civile: les solutions développées sont très coûteuses. Mais la situation évolue. Depuis quelques années, la montée en puissance des véhicules électriques a ouvert des perspectives et relancé la R&D sur ces sujets; le développement de l’éolien a conduit à d’autres innovations.

D’une façon générale, et ce quels que soient les progrès réalisés, le stockage d’énergie électrique par ces moyens n’est aujourd’hui pertinent qu’à petite échelle, et entre le coût du kWh issu de l’électricité du réseau et celui du stockage dans des batteries, il y a une différence variant entre un à 100 et un à 1000. Il existe pourtant plusieurs initiatives visant, dans des contextes particuliers comme les milieux insulaires, à développer des applications à relativement grande échelle.

On a beaucoup parlé par exemple des unités de stockage avec des batteries au sodium soufre du japonais NGK, qui pèsent 80 tonnes et peuvent stocker jusqu’à 7,2 MWh, ce qui représente la consommation de plusieurs centaines de foyers. Son prix est d’environ 5,4 millions de dollars, une somme certes importante mais qui n’est pas hors de proportion avec le budget d’une communauté insulaire. Des tests à grande échelle ont été lancés récemment par Systèmes électriques insulaires, l’entité d’EDF qui gère les réseaux des îles françaises. Une batterie NGK de 1 MW a été installée sur l’île de la Réunion, et au terme d’un test de six mois l’expérimentation a été jugée concluante. Aux Etats-Unis, on peut citer l’expérience lancée par Xcel Energy.

Concurrent principal du système de NGK, les accumulateurs au vanadium sont fondés sur un principe connu depuis les années 1950 mais qui a connu des développements industriels récents, notamment grâce à l’éolien. Le meilleur exemple aujourd’hui est la centrale de King Island, entre l’Australie et la Tasmanie, mais on cite aussi l’exemple du parc éolien de la société Tapbury, en Irlande. Ce système est fondé sur des échanges d’ions entre deux électrolytes séparés par une membrane. Ces échanges ont lieu au sein de cellules, et la puissance de l’ensemble dépend simplement du nombre de cellules: il ne s’agit pas d’une pile (comme les traditionnelles batteries au plomb), car le stockage des électrolytes est externe et non interne. La principale faiblesse de ce modèle est que l’installation prend beaucoup de place, et que par ailleurs le vanadium est toxique, ce qui oblige à un effort particulier en matière de sûreté. Mais les avantages sont importants: le rendement atteindrait 70% et surtout le vanadium, qui est un métal de transition, peut être oxydé et réduit de nombreuses fois, ce qui permet de pérenniser les installations. En outre, son temps de réponse est très rapide, ce qui est précieux dans le contexte de l’éolien où les changements de vitesse du vent sont fréquents. Dans l’absolu, on peut d’ailleurs noter que le développement d’accumulateurs au vanadium pourrait conduire à celui de nouveaux types d’éoliennes, plus réactives que celles d’aujourd’hui, qui sont précisément conçues pour lisser les à-coups.

A King Island, la proportion d’énergie éolienne est passée de 12 à 40%, ce qui a permis de limiter l’utilisation des générateurs au fuel. Le coût d’installation est comparable à celui du système NGK.

Dernière innovation dans ce domaine, l’utilisation de supercondensateurs en complément à des accumulateurs montés en série permet d’optimiser le stockage en offrant deux ressources différentes. Le supercondensateur (qui fonctionne comme un condensateur, en stockant l’énergie dans un champ électrostatique, mais dont la densité énergétique est beaucoup plus élevée que celle d’un condensateur ordinaire) fournit de l’énergie pendant les interruptions les plus brèves, et il n’est relayé par les accumulateurs que pour les interruptions d’une certaine durée. Ce système permet non seulement de mieux gérer les intermittences, mais aussi d’allonger la durée de vie des accumulateurs.

La voie du gaz

Il existe enfin une dernière solution au stockage, qui passera par le développement de centrales hybrides, mêlant les éoliennes à des centrales à gaz classiques, utilisant notamment l’hydrogène comme combustible. L’enjeu, ici, est de faire en sorte qu’une partie de la production électrique générée par les éoliennes permette de produire l’hydrogène, qui sera utilisé quand le vent faiblira.

Techniquement, il s’agit à la fois d’un principe simple et… d’une usine à gaz! La production de l’hydrogène, en elle-même, n’est pas compliquée: il s’agit simplement de soumettre l’eau à une électrolyse, afin de séparer hydrogène et oxygène. Mais il faut ensuite stocker l’hydrogène et l’installation doit comprendre un moteur à combustion interne et un générateur.

Pour le moment, les rendements sont assez modestes, de l’ordre de 40%. Mais différentes expérimentations sont en cours pour chercher des améliorations. On peut citer le projet Wind to Hydrogen mené aux Etats-Unis par le National Renewable Energy Laboratory avec des partenaires publics et privés. En Europe, on peut signaler la centrale d’Utsira au large de la Norvège, les projets menés à Sotavento en Galice (Espagne).

La centrale hybride de Prenzlau, en Allemagne, présente enfin un dernier exemple: elle a la particularité d’utiliser du biogaz (du méthane pour l’essentiel) quand il n’y a pas de vent, et de produire de l’hydrogène quand il y en a. Cet hydrogène est ensuite mélangé au méthane pour produire un combustible plus performant.

Au total, que retirer de ces expérimentations? Tout d’abord l’idée d’un moment particulièrement dynamique en termes de recherche et développement: la multiplicité des solutions atteste un effort de recherche porté par des acteurs caractérisés à la fois par un champ vierge – tout reste à faire – et par une forte concurrence. Ensuite, cette concurrence oppose surtout des technologies entre elles. A moyen terme, on devrait assister à une spécialisation des solutions: telle technologie pour tel contexte, telle technologie pour tel autre contexte.

La plupart des expériences menées suggère des rendements honorables, ou potentiellement honorables. Si la pertinence des solutions déjà trouvées s’impose déjà sur des espaces spécifiques (îles, lieux isolés), la plupart ne sont cependant que des compléments, plutôt que des alternatives. Enfin se pose la question du passage à une véritable exploitation industrielle, en concurrence avec les énergies classiques. Sur ce point il est encore trop tôt pour se prononcer sur l’intérêt économique des solutions développées aujourd’hui, mais à l’évidence les lignes bougent.

[Article publié sous CC – ParisTech Review ]

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30 Commentaires sur "“Eole en stock”, ou comment stocker une énergie intermittente"

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gaga42
Invité

C’est bien beau tout ça, et très prometteur. mais les producteurs d’éolien n’ont aucun interêt à investir dans de telles technologies, ou dans leur recherches, puisqu’ils bénéficient “d’une rente” d’achat garanti de leur électricité quelque soit la demande, quitte à réduire par ailleurs la production d’électricité nucléaire dont le cout marginal est quasiment nul…

Bachoubouzouc
Invité

Article très intéressant et synthétique.

irisyak
Invité

Ils ont oublié qu’il est possible d’utiliser le fait que les énergies nouvelles ont des décalages entre elles. Si en plus on fait en sorte que la consommation soit modulée en fonction de la production il ne reste qu’une petite partie de la production à réguler par le stockage. De plus il est bon également d’interconnecter les réseaux entre eux. Le nucléaire “surproduit” et cela entraine des coûts …

Bachoubouzouc
Invité

“Si en plus on fait en sorte que la consommation soit modulée en fonction de la production il ne reste qu’une petite partie de la production à réguler par le stockage.” Ah bon ?!? Vous avez des sources ? “Le nucléaire “surproduit” et cela entraine des coûts …” Ah bon ?!? Vous avez des sources ?

meminick
Invité

Il apparait et c’est l’intérêt de l’article que les énergies renouvelables costituent un moteur d’innovation technologiques et que les industriels adossés au pays concernés seront les leaders de demain par la maitrise de technologies clé qui restent encore à consolider ou découvrir

Pastilleverte
Invité

voir le dernier paragraphe en conclusion, qui est tout sauf de la langue de bois ou de la propagande. C’est remarquablement résumé. cela étant, bonne chance aux ENR… un jour, mais quand ?

Tassin
Invité

” la production d’électricité nucléaire dont le cout marginal est quasiment nul…” Maintenant grâce à gaga42 nous avons du nucléaire gratuit! Profitez-en!

meneux
Invité

et les s.t.e.p station de pompage et turbinage ? j’ai developpé le concept projet de fujinemachine sur un blog du meme nom (aerogenerateur alliant un cone accelerateur a un systeme rotatif) j’évoque la possibilité théorique de la permanence du recueil de l’energie éolienne avec fujinemachine extreme

Stephsea
Invité

Je n’ai jamais vu une équation d’énergie avec un facteur vitesse au cube… Si tel était le cas, on aurait une énergie non plus proportionnelle à la quantité de matière déplacée x vitesse mais à son accélération. C’est inepte. La quantité d’énergie disponible n’est pas supérieure avec l’accélération d’un flux de masse fixe, accélération qui se fait d’ailleurs au dépend de la masse ici à cause des pertes en frottement.

Sand
Invité
Un article de qualité qui explique bien les enjeux. Non cité dans l’article il me semble qu’il y avait des projets de STEP sous terrain (en gros un lac en surface, et une reserve sous-terraine (ancienne mine ?). Ceci presentant l’interet de pas modifier les écosystemes des vallées et en plus le step peut etre plus proche du centre de consommation. Apres effectivement la voie du stockage doit converger avec la voie de l’adaptation electrique. Exemple tout simple : combien couterait un petit module électronique tout simple, qui serait couplé sur les nouveaux frigo, machines a laver, seche linge.. le… Lire plus »
Avenir2
Invité

Les voitures éléctriques seront la solution la plus simple, si on regarde la taille du parc en France Leurs raccordements au réseaux permettra de lisser n’importe quel pic en reprenant le principe du jour/nuit du chauffage , et la solution sera de plus en plus viable avec l’amélioration à venir des batteries

ecoenergie
Invité
Enfin on se proccupe du stockage.Oublions les supercondensateurs et stockages mecaniques solutions bien au point mais couteuses et surtout de tres faible capacité. Le point essentiel sera dans le futur le stocckage a long terme les STEP c’est tres bien mais il faut la disposition geographique.L’avenir est certainement soit dans des solutions analogues aux STEP avec des reservoirs souterrains ancien puits de mine ou sur des iles (??) comme cela a été propose mais surtout dans des solutions a grande echelles compme le stockage a air comprime qui aujourd’hui a des rendements trop faibles mais pourrait demain faire beaucoup mieux… Lire plus »
gaga42
Invité

Bon, OK, j’ai oublié de préciser “pour un parc nucléaire donné”… Rappelons que le coût marginal est le “coût supplémentaire induit par la dernière unité produite”. Dans le nucléaire, c’est donc le coût du combustible brulé, très faible devant les coûts de personnel, investissement, démantèlement etc…

gaga42
Invité

Effectivement, l’impasse sur les STEP est assez étonnante, c’est pourtant actellement la seule solution crédible (d’où l’importance de la recherche d’autres solutions). L’idée du frigo est bonne, mais trop tard pour le brevet! C’est exactement ce que veut faire à terme ERDF avec les compteurs intelligents, même si ils ont peu communiqué sur ce point. Googlez “smart grid” pour + d’infos.

Tonys
Invité

C’est quoi cette pseudo solution? Je ne comprends pas la logique. Une voiture ne serait qu’une batterie dont l’utilisateur serait esclave de son usage? Autrement dit, il serait impossible d’utiliser sa voiture lorsqu’il n’y aurait pas de vent et/ou de soleil (batteries à plat)?

marcarmand
Invité

Le problème de l’énergie éolienne est que si on veut exploiter toute l’énergie produite, il faut pouvoir stocker de l’ordre de un mois de production moyenne, et ceci quel que soit le mode de stockage retenu. L’article n’a pas cité une des solutions qui paraît pourtant intéressante, c’est le stockage dans des atolls artificiels, proposé par F. Lampérière () Dans l’exemple cité, un atoll de 20 km2 et 100 m de hauteur pourrait stocker 160 GWh, soit quelques heures de la consommation électrique en France.

Tonys
Invité

Relisez l’article, il y est bien fait mention des STEP. Sand fait uniquement mention à des “STEP sous terrain” (?) Réseaux intelligents : effectivement, l’idée peut être généralisée à toutes les consommations d’électricité inertielles (chauffage entre autres)…

oeildecain
Invité

. C’est exactement çà qui …………….. fait que, bien que le nucléaire ait été une bonne solution au sortir de la guerre, il vient d’entamer son inéluctable décélération …….

Sand
Invité
Oui je retrouve plus ou j’avais pu lire ca, mais en gros c’etait avec la retenue d’eau basse et la turbine sous terre en profondeur .. Pour le réseau intelligent : ca pourrait etre fait a un cout dérisoire et bcp plus rapidement, si on avait pas la lourdeur de devoir changer tous les compteurs existants. Par contre effectivement le pic maxi est du au chauffage, mais ca c’est pas facile a lisser, a moins d’avoir un radiateur a accumulation plutot qu’un simple “grille-pain”. On imagine pas de devoir attendre 1h du matin pour allumer le chauffage ! On est… Lire plus »
Sand
Invité

En fait le truc existe deja au japon. Une reconversion possible pour des mines, des anciens gisement de pétrole ou de gaz ?

chanois
Invité
Les nouveaux chauffages électriques induisent un développement de capacités de production de pointe à combustible fossile. Que ces nouveaux chauffages électriques soient des convecteurs ou des PAC (meilleure efficacité énergétique) ne change rien. Dans ce cas, quitte a utiliser du gaz, il vaut mieux se chauffer avec une chaudière qui a un rendement proche de 100% plutôt que d’utiliser de l’électricité produite avec un rendement de 55% dans le meilleur des cas (avec un cycle combiné … et bien moins avec des centrales fioul ou charbon). Le méthane utilisé pourra de plus en plus être issu de la méthanisation et… Lire plus »
airsol
Invité

je suis surpris par le rapport cout electricité ENR/classique “il y a une différence variant entre un à 100 et un à 1000” bigre, même en perdant 20% en STEP ,pour un cas favorable, on est très loin des 1 à 100

airsol
Invité

@ irisyak “Si en plus on fait en sorte que la consommation soit modulée en fonction de la production il ne reste qu’une petite partie de la production à réguler par le stockage.” une petite, peut-etre pas, mais ça irait dans le bon sens si les chauffe-eau electrique déclenchent au meilleur moment pour elles, c’est evidemment un plus pour les ENR ça serait un moins pour l’amortissement de l’outil nucléaire, mais c’est pas grave il est gratuit 😉

Dan1
Invité
On a déjà pas mal parlé du sieur Lempérière et de ses petites STEP marines : Bon un ordre de grandeur : 10 GWh = 1 km2 Et comme je le disais ailleurs, les Normands et les Bretons vont être de fervents promoteur de ce système car on va leur construire des grandes piscines à niveau variable. Ceci dit, il ne faudra pas sous-estimer l’opposition éventuelle d’écologistes qui auraient des doutes légitimes sur la résistances des digues…. à moins qu’elles ne soient bien plus solides que celles de Fessenheim. Sinon en cas de rupture c’est le tsunami dans la Manche… Lire plus »
Bachoubouzouc
Invité

10 GWh = 10 min de la consommation électrique française.

Dan1
Invité

Conformément au titre de l’article, il faudrait effectivement trouver une solution de masse… au moins en Allemagne. Car après une floppée de record, l’éolien allemand à un coup de mou : Ceci dit, le black-out a été évité car les FOSSILES + FISSILES + IMPORTATIONS vont bien. Pour les importations, c’est ici :

Lionel_fr
Invité
Bon article synthétique. L’erreur fréquente consiste à laisser une technologie prendre le pas sur les autres. Certaines d’entre elles seront éxploitées dans les 10 ans, d’autres 100ans. Il faut s’attendre à un foisonnement qui annonce des drames ponctuels pour ceux qui auront tout misé sur un cheval. A tort ou à raison , l’hydrogène va prendre le pas dans l’immédiat car il offre un profil d’utilisation plus vaste et permet à plusieurs filières d’investir en commun. Le parallèle du stockage est le contrôle de consommation smart grid auxquel j’ajoute personnellement , l’hybridation des systèmes qui permet de remplir le même… Lire plus »
sand
Invité
ce qui est bien avec les pro nuke c’est cet argument de l’independance energétique. L’uranium, il pousse pas dans les arbres, il vient du Niger. Donc on s’affranchit de rien du tout, a part a considerer qu’on va continuer la Francafrique indéfiniment. Pour se recentrer sur PAC ou pas PAC, le seul avantage de la PAC est son ratio 1 pour 3 (voire 4 en cas de situation tres favorable). L’argument allemand sur les moyens de pointe au charbon ne tient pas la route , si on regarde comment le charbon est utilisé, il est utilisé en base (les jours… Lire plus »
Devoirdereserve
Invité
A propos de PAC électrique : – soit on croit au développement des EnR électrique intermittentes, et le chauffage électrique trouve là un moyen de les insérer, en lissant, en même temps qu’il devient acceptable “exergétiquement”, puisque pour 1 tep primaire on trouve 3 tep utiles. Valable pour le chauffage ET les ballons d’ECS. – soit on est contre le développement du chauffage électrique efficace, et c’est le signe qu’on ne croit pas vraiment aux EnR électrique PV+éolien. Le même raisonnement s’applique aux Véhicules Electriques, qui deviendraient -avec les chauffe-eau- le premier réservoir d’électricité renouvelable, largement devant les barrages. L’avenir… Lire plus »
davidb
Invité

Étrange que vous ne mentionniez pas la jeune entreprise McPhy Energy () qui pourtant propose des solutions de stockage solide de l’hydrogène… Elles ont un bel avenir pour stocker l’énergie éolienne !

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