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L'Usine de l'Energie

Comment stocker l'électricité des renouvelables

Ludovic Dupin , , , ,

Publié le

Le gaz permet de gérer les surproductions et les sous-productions liées à l’intermittence des énergies renouvelables.

Comment stocker l'électricité des renouvelables © James Wheeler - Flickr - C.C.

Les éoliennes et les panneaux photovoltaïques fournissent des ressources intermittentes. La force du vent, la nébulosité, la nuit modifient leur production, sans corrélation avec les besoins de consommation. Une véritable contrainte pour les réseaux électriques, dont la stabilité dépend du maintien d’un équilibre fin entre la demande et la production. « Tant que les énergies renouvelables ne représentent qu’une petite partie de la production d’électricité, nous pouvons facilement régler les problèmes d’intermittence avec un peu de smart grid. Mais quand on atteint un taux de pénétration de 30 % environ, il n’existe pas de solution qui permette d’atteindre l’équilibre », explique Jean-Paul Reich, le directeur scientifique de la recherche et des technologies de GDF Suez.

La solution passe par le gaz, ce qui est de nature à mettre fin à la vieille opposition entre les deux énergies, du moins en France, où l’atome a pris une telle place dans le paysage énergétique que l’utilisation des électrons est devenue prépondérante pour de nombreux usages. L’interfaçage entre les réseaux d’électricité et de gaz, à travers les outils de la solution « Power to gas », permettrait de stocker massivement l’électricité, une nécessité face au développement des énergies renouvelables. L’idée de stocker l’électricité sous forme de gaz repose sur un concept connu depuis longtemps : l’électrolyse de l’eau. Un courant électrique, fourni par exemple par la production renouvelable surnuméraire, permet de dissocier les molécules d’eau (H20), en oxygène (O) et en dilhydrogène (H2). Ce dernier peut être injecté dans les réseaux de gaz.

Deux démonstrateurs à Dunkerque

On peut également aller plus loin en associant l’hydrogène avec du dioxyde de carbone (CO2) pour produire du méthane de synthèse (CH4)… un clone du méthane contenu dans le gaz naturel. Reste à savoir si cette solution est techniquement réalisable et rentable. Un consortium industriel emmené par GDF Suez et regroupant douze partenaires dont GrDF, le CEA, Inerys et McPhy Energy développe deux démonstrateurs à Dunkerque (Nord) dans le cadre du projet Grhyd (Gestion des réseaux par l’injection d’hydrogène pour décarboner les énergies), lancé en janvier 2014. Le premier consiste à injecter dans une boucle de distribution de gaz de 200 logements une part variable d’hydrogène et d’atteindre progressivement 20 %. Il s’agit de vérifier la tolérance des équipements par rapport à ce gaz, sachant que certaines turbines et certains compresseurs n’acceptent pas forcément des taux trop élevés d’hydrogène. Finalement, le but est de ne pas devoir injecter une teneur fixe d’hydrogène dans les réseaux futurs, mais de l’adapter à la production d’énergies renouvelables.

Le second démonstrateur vise, lui, à alimenter en hydrogène une station de gaz naturel pour les bus de la ville de Dunkerque. Les bus utiliseront un carburant mixte appelé Hythane, qui comprend du méthane et 6 à 20 % d’hydrogène. L’objectif étant d’en tirer le meilleur parti en ne procédant qu’à des modifications mineures sur les motorisations gaz existantes. Sa mise en service est attendue pour 2016.

Une capacité de stockage de 137 TWh

GRTgaz, la filiale de GDF Suez qui achemine le gaz en France, travaille sur un autre projet baptisé Jupiter 1000, qui pourrait être implanté sur le port de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône). Il ne s’agit pas de produire de l’hydrogène, mais du méthane de synthèse à partir des surproductions d’électricité enregistrées sur le réseau de RTE, la filiale d’EDF chargée du transport de l’électricité. La mise en service est espérée pour 2018, le temps de finaliser le montage industriel et de boucler le plan de financement. En cas de réussite, « les réseaux de transport électrique de RTE et de transport de gaz de GRTgaz seraient couplés pour la première fois », anticipe Thierry Trouvé, le directeur général de GRTgaz.

Le gaz ainsi produit sera stocké dans le réseau de transport et de distribution – beaucoup plus flexible que le réseau électrique – et dans les immenses zones de stockage géologique du territoire. Aujourd’hui, le réseau électrique peut stocker 0,4 TWh d’électricité alors que le réseau gazier dispose d’une capacité de stockage de 137 TWh, l’équivalent de 30 % de la consommation d’électricité française en 2014. Le gaz stocké sert à des usages domestiques et aux stations-service à gaz. Il peut aussi être envoyé vers les centrales à gaz pour produire de l’électricité… La boucle est bouclée.

Dans le monde, une cinquantaine de projets de Power to gas sont en cours de développement, dont 25 uniquement en Allemagne. Notre voisin, qui a décidé de sortir du nucléaire, est confronté à de gros enjeux d’équilibre entre l’offre et la demande sur son réseau électrique à cause du développement rapide de la production d’énergies renouvelables. Outre-Rhin, la puissance des énergies vertes installées avoisine les 70 GW. Le Power to gas, c’est l’occasion ou jamais de réconcilier le gaz et l’électricité.

Ludovic Dupin

Des tubes intelligents


Les réseaux de gaz n’échappent pas à la rapide digitalisation, qui touche tous les secteurs de l’industrie. On connaît déjà le projet de compteur intelligent Gazpar prévu chez les 11 millions de clients de GrDF. Ce dernier veut également équiper ses tuyaux de puces RFID afin qu’ils soient davantage connectés. Ces transmetteurs permettront au gestionnaire d’obtenir une cartographie parfaite de son réseau avec une précision d’environ 10 centimètres et jusqu’à 1,50 mètre de profondeur, le tout sans devoir creuser de tranchées. Le but étant d’éviter que les réseaux de distribution ne soient endommagés par des travaux réalisés par des tiers. Des expérimentations sont menées dans plusieurs régions françaises. L’objectif est de définir en 2015 un programme d’industrialisation à grande échelle. 

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