Le E-GAS, une solution d'avenir pour le stockage des énergies renouvelables intermittentes
A l’aube de la transition énergétique, la France développe progressivement sa production d’énergie électrique renouvelable. L’intermittence de la production d’énergies éolienne et solaire pose le problème du stockage de ces énergies électriques, nécessaire pour optimiser notre production d’énergie verte.
Energie solaire, éolienne, énergie hydraulique, biomasse ou géothermie… la France entre peu à peu dans le monde des énergies renouvelables. Tout d’abord, le cadre réglementaire européen vient encourager ce mouvement à travers l’objectif des 3×20 : réduction des émissions de CO2 de 20%, augmentation de l’efficacité énergétique de 20% et part des énergies renouvelables dans le mix énergétique fixée à 20%. De plus, ces énergies vertes contribuent à l’indépendance énergétique en réduisant l’importation d’énergies fossiles et sont créatrices d’emplois non délocalisables. Si la France s’inscrit à l’horizon 2020 dans ce cadre 3×20, elle ambitionne déjà un développement beaucoup plus important pour les énergies renouvelables à long terme (2030 et au-delà).
Part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie, de 2005 à 2014, et trajectoire prévue pour atteindre l’objectif de 2020, par filière
(Source : « Chiffres clés des énergies renouvelables » du Commissariat Général au Développement Durable – Édition décembre 2015 )
La part croissante des énergies renouvelables dans la consommation française et plus particulièrement le développement des énergies intermittentes, éolienne et photovoltaïque, rend nécessaire le développement de moyens de stockage. En effet, la production d’énergie solaire ou éolienne est soumise aux aléas du climat. La France, comme les autres pays d’Europe, fait face aux difficultés de pilotage de cette production. Alors que la production d’électricité conventionnelle est aujourd’hui instantanée et à la demande, une production intermittente ne permet pas de répondre efficacement et de façon flexible à la demande en énergie. Des pics de surproduction ou de sous-production sont donc régulièrement constatés. C’est pourquoi au fil du développement de ces nouvelles sources il deviendra indispensable de stocker cette énergie intermittente pendant les périodes de surproduction afin de la distribuer en cas de sous production, ou de la transférer dans un autre système plus souple que le système électrique.
La part croissante des énergies renouvelables dans la consommation française et plus particulièrement le développement des énergies intermittentes, éolienne et photovoltaïque, rend nécessaire le développement de moyens de stockage. En effet, la production d’énergie solaire ou éolienne est soumise aux aléas du climat. La France, comme les autres pays d’Europe, fait face aux difficultés de pilotage de cette production. Alors que la production d’électricité conventionnelle est aujourd’hui instantanée et à la demande, une production intermittente ne permet pas de répondre efficacement et de façon flexible à la demande en énergie. Des pics de surproduction ou de sous-production sont donc régulièrement constatés. C’est pourquoi au fil du développement de ces nouvelles sources il deviendra indispensable de stocker cette énergie intermittente pendant les périodes de surproduction afin de la distribuer en cas de sous production, ou de la transférer dans un autre système plus souple que le système électrique.
Une récente modélisation[1] du système électrique a notamment souligné le fait que, dans un scénario de forte pénétration des capacités intermittentes (scénario vision ADEME 2050, publié en 2012), le surplus de production pourrait s’élever en France à près de 75 TWh/an à horizon 2050. Cela représente environ 15% de la production actuelle d’énergie électrique française. De surcroît, la modélisation fait apparaître que les surplus de production seront fréquents et de longue durée : 80% des surplus sont produits sur des durées de plus de 12h, parmi lesquels 26 TWh sur des périodes de trois jours à une semaine. Ainsi, valoriser cette énergie en excès permettrait un développement plus rentable et optimal des énergies renouvelables.
A ce jour, diverses solutions de stockage de l’électricité verte existent (batteries, stockage par air comprimé ou STEP – Stations de Transfert d’Energie par Pompage[2]). Cependant, elles ne permettent pas un stockage massif de l’énergie intermittente produite sur une longue durée.
Plusieurs solutions de stockage de l’énergie verte existent à ce jour. Elles reposent quasiment toutes sur une conversion de l’énergie électrique en une autre forme.
Il est possible aujourd’hui de stocker l’électricité dans des batteries, différentes technologies étant disponibles ou en cours de développement. Les batteries peuvent être stationnaires ou équiper des véhicules. Ainsi, un parc important de véhicules électriques à batterie constituerait un moyen de stocker l’électricité, en incitant les utilisateurs à recharger leur véhicule lorsque la production serait supérieure à la demande générée par les autres usages.
Par ailleurs, on peut également stocker l’énergie électrique sous forme mécanique par exemple sous forme d’air comprimé ou grâce à une STEP (Station de Transfert d’Energie par Pompage). Les STEP sont une solution mature mais dont le développement est limité par les contraintes géographiques. Pour le stockage sous forme d’air comprimé, la solution dite adiabatique[3], qui présente un rendement correct, est encore en développement. Malgré un spectre large de solutions techniques, le volume de stockage accessible reste faible à long terme face aux volumes très importants de surplus d’origine éolien ou photovoltaïque qui seraient dégagés dans un scénario de fort développement de ces capacités de production.
Le choix entre les diverses formes de conversion sera guidé à la fois par la capacité de stocker l’énergie transformée et par une exigence de rentabilité économique.
La transformation de l’électricité verte en hydrogène et son injection dans le réseau de gaz (mélange avec le gaz naturel en faible proportion) s’avère être une solution de valorisation envisageable. Au-delà, la transformation de l’hydrogène en méthane de synthèse par réaction avec du CO2 (méthanation) permettrait de stocker l’énergie verte sans limitation.
Le Power-To-Gas ou la transformation de l’électricité en gaz apparaît comme une solution optimale de stockage massif de ces surplus de production. Concrètement, l’électricité renouvelable produite en excès est transformée en hydrogène par électrolyse. L’hydrogène peut dès aujourd’hui être injecté dans les réseaux de transport de gaz et utilisé en mélange en faible teneur avec le gaz naturel. Si la concentration en hydrogène devenait plus élevée, l’hydrogène pourrait être combiné avant injection avec du CO2 et transformé en méthane de synthèse, de caractéristiques physico-chimiques très proches du gaz naturel. C’est le procédé de méthanation, qui permet ainsi de s’affranchir de la contrainte de teneur maximale en hydrogène du gaz transporté par le réseau. On appelle « e-gas » le gaz (hydrogène ou méthane de synthèse) résultant de cette transformation de l’électricité en gaz. Le e-gas apparaît comme une réponse au besoin spécifique du stockage des énergies intermittentes en réalisant un véritable pont entre les systèmes gaz et électriques traditionnels.
Power-to-gas : stocker l’électricité d’origine renouvelable excédentaire
en la transformant en hydrogène par électrolyse
(Source : GRTgaz)
Ainsi, le e-gas répond à la problématique des énergies intermittentes puisqu’il permet un stockage important (pas de limite de volume). Le stockage est massif mais également souple géographiquement. En effet, la transformation de l’électricité en hydrogène par électrolyse peut être réalisée de façon décentralisée, en tout point du territoire où réseaux de gaz et réseaux électriques sont interconnectés.
Le e-gas est une solution d’avenir assez récente et adoptée au niveau européen.
La transformation de l’électricité en e-gas est une solution qui suscite un intérêt général en Europe. Cependant, de nombreuses questions, aussi bien techniques qu’économiques, sont encore à résoudre. La multiplication des projets locaux et la création de groupes d’échange tels que par exemple, la North Sea Power-to-gas Platform animée par DNV-Kema, démontrent les efforts réalisés pour développer cette filière.
Ainsi, de nombreux acteurs se mobilisent pour que le e-gas devienne une solution d’avenir pour accompagner une transition énergétique efficace.
Les réseaux de transport de gaz auront ainsi un rôle central à jouer dans un système énergétique global intégrant de façon optimale les énergies renouvelables.
Sources
[1] Modélisation E-Cube Strategy Consultants pour GRTgaz
[2] Schématiquement, Il s’agit de l’association de deux réservoirs de grandes dimensions situés à deux niveaux différents, d’une pompe et d’une turbine. Lorsque de l’électricité est en excès , on utilise la pompe pour faire monter l’eau dans le réservoir supérieur. Quand on a besoin d’électricité, l’eau s’écoule du réservoir supérieur vers le réservoir inférieur en passant par la turbine couplée à un alternateur, pour produire de l’électricité.
[3] « Adiabatique » signifie sans échange de chaleur avec l’extérieur du système considéré. Comprimer, puis détendre un gaz le réchauffe puis le refroidit, et entraine des échanges de chaleur avec l’extérieur. Réaliser un échange adiabatique améliore le rendement car il n’est plus nécessaire de faire appel à une source externe d’énergie pour refroidir à la compression et/ou apporter de la chaleur à la détente.
