Lorsque les panneaux photovoltaïques et les éoliennes fonctionnent à plein régime dans les territoires insulaires, elles ne fournissent en réalité que 30 % de la demande d'électricité.

Ce seuil qui concerne toutes les énergies intermittentes, dans les zones non interconnectées (Corse, départements d'Outre-Mer, Mayotte), a été fixé par l'arrêté du 23 avril 2008, afin de garantir la sûreté des systèmes électriques insulaires.

Cette spécificité liée à un verrou sécuritaire illustre à elle seule toute la nécessité de penser le stockage des énergies renouvelables, afin de profiter pleinement du potentiel des EnR dans un contexte d'engagement de la France dans un processus de transition énergétique.

L'objectif, rappelons-le, est de porter la part des EnR à plus de 30 % de la consommation énergétique finale d’énergie en 2030, tout en réduisant la part du nucléaire à l'horizon 2025. De plus, la programmation pluriannuelle des énergies renouvelables fixe l'objectif d'augmenter de 50 % la capacité installée des énergies renouvelables d'ici 2023.

Chercheurs, universitaires, scientifiques et chefs d'entreprises se sont réunis durant trois jours à Perpignan, à l'invitation du Pôle de compétitivité Derbi* pour échanger autour de l'enjeu du stockage pour « aller vers un monde 100 % EnR », selon les mots de son président, André Joffre.

Dans les zones interconnectées, le stockage est déjà une réalité, avec des tests à Saint-André de La Réunion depuis 2009 et en Guyane dans la centrale de Toucan depuis 2015. Si ces zones disposent déjà de leviers réglementaires prévus dans la compensation des charges des services publics de l'énergie pour développer leur stockage, la CRE recommande plus de flexibilité sur le taux de pénétration des EnR dans les réseaux, afin de s'adapter aux spécificités de chaque territoire.

Anticiper les besoins de stockage en métropole

« On peut aussi imaginer que les territoires décident d'ajouter des objectifs de stockage à leur PPE local. On développerait alors des appels d'offres uniquement de stockage et non pas des appels d'offres EnR+stockage. Ce serait un bon levier », souligne Louise Oriol, de la direction générale de l'Energie et du Climat.

En métropole, l'enjeu du stockage n'est pas aussi urgent mais doit être anticipé. Selon la CRE, il n'y aurait pas de déficit de flexibilité à l'horizon 2023 mais, à partir de 2030. « Nous aurons alors des besoins supplémentaires de l'ordre de 20 % en infra-journalier, avec des moyens de stockage rapides (batteries, super condensateurs...) mais aussi des besoins de stockage plus long, en infra-hebdomadaire notamment, pour pallier l'intermittence des énergies renouvelables », estime Louise Oriol.

« Il est également essentiel de donner un statut au stockage dans la programmation pluriannuelle de l'énergie. Un groupe de travail pourrait se pencher sur la réglementation nécessaire pour accompagner les acteurs - notamment les opérateurs de stockage, à la fois consommateur et producteur - et voir ce que ça implique en terme de tarifications réseaux », ajoute-t-elle.

Flexibilité et stockage à l'échelle européenne

Côté réseau, « le stockage a du sens, notamment à l'échelle européenne », explique Michel Benadir, directeur smartgrids de RTE, qui gère 100 000 km de lignes et a pour mission d'équilibrer en temps réel production et consommation en France, tout en tenant compte des échanges avec les pays voisins.

« Mais on doit respecter les limites physiques du réseau », nuance-t-il. « Avec les smartgrids, nous devons optimiser à tout moment en temps réel l'ensemble des ressources disponibles sur le système électrique. En cas de difficulté, on peut faire appel à nos voisins européens, c'est un autre élément de flexibilité possible », explique-t-il.

Concernant le stockage, il n'y a actuellement pas de projets européens. « Nous essayons de monter des démonstrateurs conjoints avec des opérateurs de stockage, à travers cette nouvelle feuille de route R&D européenne qui se dessine à la Commission et qui allie grid+storage (réseau+stockage) ».

En France, la vision s'oriente aussi vers l'autoconsommation : « Nous devrons peut-être aller vers des solutions de stockage communautaire, c'est-à-dire non pas un projet pour chaque habitant mais un projet à l'échelle d'un quartier ou d'une ville ».

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Hybrider les solutions de stockage pour différents usages

Pour rendre possible le stockage à différentes échelles territoriales, « pas de solution unique », précise François Le Naour, responsable programme Biomasse et Hydrogène au CEA, « il faudra les hybrider pour qu'elles s'adaptent à différents usages ».

Certaines solutions existent déjà, comme les barrages hydrauliques ou les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP). Mais le développement de nouveaux sites se heurtent aux « contraintes environnementales et sociétales de plus en plus difficiles à lever », nous rappelle-t-on chez EDF qui gère la centrale hydroélectrique du Bazacle (3 000 KW de puissance installée), sur la Garonne à Toulouse.

Des expérimentations sont aussi menées sur le stockage électrochimique, notamment les batteries (lithium-ion et sodium-ion) qui présentent un intérêt grâce à leur flexibilité par rapport à différents usages, avec un taux de décharge faible. Mais elle « nécessitent encore des progrès, notamment en termes de travail sur les matériaux et pose des problèmes de durabilité » selon François Le Naour,

D'autres technologies sont étudiées et développées, notamment en Occitanie, qui souhaite « devenir la première région en Europe à énergie positive en 2030 », rappelle Agnès Langevine, vice présidente de la région, en charge de la transition énergétique.

Une production autonome froid/chaud

Le laboratoire Promes de Perpignan se penche sur différentes technologies de stockage : sensible (élévation de la température d'un corps pour stocker), latente (énergie nécessaire à un corps pour qu'il change d'état), thermochimique (une réaction qui s'accompagne d'effets thermiques exploités pour leur réversibilité) .

En partenariat avec Coldway, ils ont développé une technologie de production autonome de froid et de chaud à partir d'une réaction chimique entre de l'ammoniac et des sels, contenus dans un réacteur et un évaporateur. A l'ouverture de la vanne, l'ammoniac se vaporise à l'intérieur de l'évaporateur pour produire du froid tandis que le gaz est absorbé par les sels dans le réacteur et dégage de la chaleur.

Pour chauffer le réacteur, le laboratoire utilise des capteurs solaires. En cas de surplus de production en journée, elle est stockée à 80°C dans un matériau à changement de phase (paraffine) pour soit favoriser un chauffage plus rapide du réacteur le matin, soit pour une production d'eau chaude sanitaire.

La phase nocturne de production de froid consiste à refroidir en fin de journée le réacteur qui réabsorbe chimiquement le réfrigérant qui s’évapore dans l'évaporateur produisant ainsi le froid. Le froid produit à 0°C est stocké dans un matériau à changement de phase (paraffine) à 5°C pour être délivré selon la demande tout au long de la journée par des ventilo-convecteurs.

Le laboratoire travaille également à l'optimisation des matériaux pour la conception de nouveaux récepteurs solaires à très haute température, dédiés aux centrales solaires à condensation. Le chercheurs testent notamment des matériaux céramiques issus de la valorisation de déchets (amiantés, cendres volantes d'incinérateur ou de centrale thermique) pour le stockage thermique.

L'hydrogène une solution « pas encore viable »

En cours d'expérimentation en Corse à travers le projet Myrte, l'hydrogène pourra aussi être une solution de stockage d'avenir car « cette solution est stable et nécessite moins d'entretien que les batteries » selon François Le Naour.

Dans cette optique, le laboratoire LISBP INSA dédié à l'ingénierie des systèmes biologiques, basé à Toulouse, a lancé le projet Hycabiome, sur la méthanation « biologique » et le « power to gas » (conversion d'électricité en gaz).

L'objectif est d'utiliser l'électricité excédentaire issue des procédés renouvelables pour produire de l’hydrogène par électrolyse de l’eau, voire du méthane de synthèse après méthanation, puis à injecter cet hydrogène ou ce méthane de synthèse dans les réseaux de gaz naturel.

Le projet doit mener à la création d'un pilote pré-industriel de production de méthane par méthanation biologique, couplée à de la méthanisation.

10 ans pour développer des solutions technologique pour l'énergie

L'hydrogène peut aussi être converti en électricité et stocké pour alimenter une pile à combustible. Cette dernière restitue alors l 'énergie à la demande, comblant les creux liés à l'intermittence des énergies renouvelables. Le laboratoire Laplace à Toulouse étudie par exemple les applications de la piles à combustibles pour l'aéronautique mais aussi pour la valorisation des énergies renouvelables dans le cadre d'applications stationnaires.

Cependant, selon François Le Naour, la « technologie hydrogène n'est pas encore viable compte tenu des faibles rendements que l'on obtient ».

Développer du stockage viable, rentable avec des critères de durabilité, prendra du temps : « les solutions technologiques pour l'énergie nécessitent environ 10 ans de développement. La grande difficulté sera de trouver les bonnes technologies pour 2030-2040 et de se projeter sur des modèles économiques qui sont encore à imaginer, en prenant en compte des aspects culturels forts et différents selon les pays », ajoute François La Naour.

Mais de nouvelles idées germent chaque jour dans la tête des chercheurs. La plus originale sans doute, et non moins ambitieuse, vient de recevoir un trophée Derbi, dans la catégorie Scientifique.

Voir les lauréats en page 3...

Catégorie Scientifique - Jean François Guillemoles, directeur de recherche au CNRS et directeur du laboratoire franco-japonais NextPV, Laboratoire International Associé (LIA) entre le CNRS et l'Université de Tokyo, pour son projet de ballons solaires avec stockage

Il s'agit de récupérer l'énergie solaire au dessus des nuages, grâce à des ballons équipés de capteurs solaires. Afin de stocker l'énergie, ces ballons captifs seraient remplis d'hydrogène ce qui servirait également à les maintenir en l'air à moindre coût.

Catégorie Industriel – David Augeix, directeur régional Sud chez EDF Energies Nouvelles pour la mise en service de l'Ensemble Eolien Catalan, un parc de 96 MW de puissance installée, dans les Pyrénées-Orientales

EDF a développé avec le turbinier danois Vestas et l’entreprise britannique experte en matière de technologies de défense et de sécurité QinetiQ, des éoliennes dites « furtives » inspirées des matériels militaires.

Catégorie Innovation - Jean Therme, directeur de recherche technologique du CEA Tech, directeur délégué aux EnR du CEA, et fondateur de l'Institut National de l'Energie Solaire (Ines)

« C'est une personnalité qui a beaucoup œuvré avec une volonté exceptionnelle, pour faire avancer le solaire en France », a salué le président du pôle Derbi, André Joffre.

Claire Thibault
© C.T