Un rappel avant de plonger dans le cœur du sujet, Gilles Debizet (aménagiste et prospectiviste des flux au laboratoire de sciences sociales PACTE du CNRS) revient sur les grandes lignes du fonctionnement du réseau électrique en France :

« La gestion des réseaux électriques est aujourd’hui répartie entre les gestionnaires du Réseau de transport d’électricité (RTE) et ceux des réseaux de distribution (Enedis et les gestionnaires locaux de distribution, comme GreenAlp, à Grenoble). Ils mobilisent d’ores et déjà des centaines de milliers de producteurs d’électricité d’envergure locale ou individuelle, qui seront vraisemblablement des millions dans quelques années ».

Et on ne parle ici que des producteurs et des gestionnaires de réseaux, pas des dizaines de fournisseurs auprès desquels les clients s’abonnent. Pour certains, ce ne sont que des interfaces commerciales, y compris chez ceux proposant de l’énergie verte.

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Puissance produite = puissance consommée + pertes

Revenons à nos électrons. Contrairement à l’eau ou au gaz que l’on peut facilement stocker, le réseau électrique repose en grande partie sur une contrainte physique : pertes mises à part, la puissance consommée doit être égale à celle produite.

RTE a publié la semaine dernière le bilan (provisoire) de la production d’électricité française, à 536,5 TWh. Dans le mix, la production nucléaire représentait 67,4 % à 361,7 TWh, l’hydraulique 13,9 % à 74,7 TWh, l’éolien 8,7 % à 46,6 TWh et le solaire 4,3 % à 23,3 TWh.

Équilibrer le réseau en temps réel

Le problème de l’éolien et du solaire est le caractère intermittent de la production, dont la puissance dépend de la vitesse du vent et du taux d’ensoleillement. Le gestionnaire de réseau doit donc « maintenir à tout instant l’équilibre entre production et consommation – en pilotant la quantité d’électricité produite par des centrales classiques, en vendant ou achetant l’électricité en surplus ou manquante sur le marché européen ». Les appels à la modération des consommateurs sont aussi un levier, via les jours rouge Tempo par exemple.

Une solution toute trouvée pour résoudre cette problématique serait de stocker l’énergie. Problème, explique le CNRS, « l’électricité se stocke assez mal à long terme et en grande quantité. Ce stockage doit en effet passer par une transformation plus ou moins efficace de l’électricité en une autre énergie, qu’elle soit d’ordre mécanique, chimique ou physique ».

Centrales hydroélectriques : stocker l’énergie avec le pompage-turbinage

Des solutions existent et sont déjà en place, avec les centrales hydroélectriques. Elles peuvent ouvrir ou fermer leurs vannes à la demande afin d’adapter le niveau de production. Le pompage-turbinage permet de convertir de l’énergie électrique en faisant remonter de l’eau. Lorsque la production est trop importante, le pompage remonte l’eau, elle est ensuite turbinée pour produire de l’électricité quand la demande le nécessite.

L’eau dans le réservoir du barrage fait, d’une certaine manière, office de « batterie » pour stocker l’énergie. Les barrages hydroélectriques ont néanmoins de « fortes contraintes géographiques et environnementales, ne peuvent pas être déployés partout ».

Stocker l’énergie par la chaleur dans des cuves

« Des recherches sont menées afin de stocker de l’électricité sous forme de chaleur dans de grandes cuves composées de matériaux réfractaires tels que le basalte, que l’on retrouve sur l’ensemble du globe, avant de convertir de nouveau plus tard cette chaleur en électricité. Mais cette technologie est encore en cours de maturation », explique au CNRS Anne Blavette, chargée de recherche CNRS à l’Institut d’électronique et des technologies du numérique.

C’est l’approche de Stolect qui développe un « stockage d’électricité basé sur la conversion réversible de l’énergie électrique en énergie thermique, appelé également « batterie de Carnot«  ». L’année dernière, la société débutait la construction d’un « système de stockage massif » au Technicentre Maintenance SNCF de Rennes. Le groupe visait alors 1 à 1,5 MWh et, selon son président en février dernier, l’entreprise vise 5 et 50 MWh par la suite.

Dans une série de questions/réponses avec la Région île-de-france, Jean-François Le Romancer (président de Stolect) explique que sa « technologie repose sur des matériaux neutres comme le basalte et permet de stocker entre 4 et 20 heures l’énergie produite par des sources renouvelables intermittentes telles que le solaire et l’éolien ».

Les enjeux autour du stockage d’énergie par batteries

Vient ensuite la question des batteries électrochimiques, dans le genre de celles que l’on retrouve dans les véhicules électriques : « Si cette technologie est relativement viable pour du stockage individuel, l’investissement nécessaire pour leur production et leur entretien ne permet pas d’en faire un modèle économique viable pour du stockage en masse sur du long terme ». Et encore, ajoute à juste titre le CNRS, c’est « sans parler de l’impact environnemental et géopolitique de l’extraction de lithium ».

Mais le stockage par batterie n’a pas dit son dernier mot, preuve en est avec la levée de fonds de Storio de 5 millions d’euros. « La startup vise de développer 100 MWh de projets de stockage au cours des 18 prochains mois, et plusieurs GWh de projets d’ici fin 2030 », expliquait alors Bpifrance. Elle utilise des batteries LFP (Lithium Fer Phosphate), « conditionnées en armoire électrique pour les petits modèles ou en conteneurs pour les plus grands », peut-on lire dans sa FAQ.

Power to gas : quand l’électricité devient de l’hydrogène

Une autre piste mise en avant par Anne Blavette est le power to gas. Comme son nom l’indique, il s’agit de convertir de l’électricité en hydrogène, que l’on peut stocker facilement et sur de longues périodes. Problème selon la chercheuse, « cette méthode demeure encore chère à l’heure actuelle, mais de nombreux travaux de recherche sont en cours ».

Smart grids : « réagir de manière automatisée et en temps réel »

Puisque le stockage est compliqué, une autre approche est de passer à des réseaux intelligents ou smart grids. Intelligent, dans le sens de la consommation, précise le CNRS : « Il faut pouvoir réagir de manière automatisée et en temps réel. Cela peut être fait à l’aide de petits systèmes de monitorage qui reçoivent et envoient de l’information à un système de gestion de l’énergie qui, à son tour, envoie des signaux (ordres, prix, etc.) à des actionneurs sur ces machines, telles les bornes de recharge de véhicules électriques ».

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  La tac TIC du Linky (Télé-Information Client)

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  Vendredi 09 août 2024 à 14h40 09/08/2024 14h40

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Linky possède pour rappel « huit contacts » pour gérer différents équipements : chauffage (principal et secondaire), climatisation et/ou pompe à chaleur, borne de recharge de voiture, stockage et injection d’énergie, etc. Cela va parfaitement dans l’idée développée par Nouredine Hadjsaïd (professeur à Grenoble INP et directeur du Laboratoire de génie électrique de Grenoble) :

Le casse-tête de la tension et de la fréquence

Mélanger les sources d’énergies peut vite ressembler à un casse-tête sur le réseau électrique à cause des « réglages de tension et de fréquence dans un contexte de forte variabilité et d’incertitudes ». La Commission de régulation de l’énergie (CRE) rappelle que c’est RTE qui est « responsable de l’équilibrage du système électrique ».

Sur la question de la fréquence, Laurent Lamy (responsable du pôle équilibre offre demande au dispatching national de RTE) détaille les contraintes : « La fréquence d’un système électrique est l’indicateur qui permet de dire si nous avons un équilibre entre l’offre et la demande d’électricité sur une même zone. C’est un peu comme sur une balance. Le point d’équilibre est à 50 hertz. S’il y a plus de demande que d’offre, la fréquence baisse. A contrario, si l’offre est supérieure à la demande, la fréquence augmente ». Il faut donc surveiller de près la fréquence, d’autant qu’une « chute ou une hausse importante est de nature à constituer un danger pour la sûreté du système », affirme RTE.

« Pour raccorder des énergies renouvelables en masse, il faudrait que ces formes de production puissent participer aux réglages de fréquence et de tension dans les réseaux », affirme Nouredine Hadjsaïd. Mais cela soulève aussi des questions de saisonnalité. Les toits solaires des écoles par exemple injectent beaucoup plus d’électricité les week-end et durant les vacances scolaires.

Des questions techniques mais aussi et surtout politiques

Pour le CNRS, le problème est ailleurs : « si la dispersion de la production et les smart grids sont d’indéniables problématiques techniques, ils n’en demeurent pas moins des questions politiques ».

Gilles Debizet donne un exemple des sujets politiques soulevés : « Si des millions d’entités autoconsomment individuellement leur production, elles réduisent d’autant leur contribution au financement du réseau public […] Le financement du réseau pèserait davantage sur les consommateurs les moins autonomes, entraînant par là une fracture entre les ménages propriétaires investissant dans l’autoproduction et ceux qui ne le peuvent pas, faute de revenus suffisants ou du fait de difficultés techniques de mise en œuvre, dans l’habitat collectif, par exemple ».