Les STEP au secours des renouvelables ?
11 Septembre 2020
Jusqu'à présent la France produisait l'essentiel de son énergie électrique avec des centrales nucléaires capables de délivrer une puissance continue moyenne de 50 GW environ avec un facteur de charge de 80% pour une puissance installée de 63 GW.
Cette puissance de 50 GW correspond à une production annuelle d'énergie de 440 TWh environ.
( Un peu moins actuellement depuis la fermeture de la centrale de Fessenheim, et les nombreux travaux nécessaires pour améliorer la sûreté des plus vieilles centrales encore en activité).
Mais, pour satisfaire la demande des consommateurs, en tenant compte des consommations intermédiaires et des pertes, le réseau doit recevoir une quantité d'énergie de 525 TWh, soit une puissance moyenne de 60 GW.
( Données RTE).
La production nucléaire couvre donc 75% des besoins du réseau et n'est pas suffisante pour assurer à elle seule les fournitures d'électricité sans interruption.
De plus, si la demande moyenne de puissance est bien de 60 GW, cette demande est fluctuante selon la saison, le jour, l'heure, et le climat ; elle peut varier entre 30 GW et plus de 95 GW avec des pointes exceptionnelles de 100 GW.
Il en résulte que la puissance installée du parc de production électrique, toutes sources confondues, doit être suffisante pour assurer ces 100 GW, au moment où elle survient, en principe en période hivernale.
Le parc nucléaire étant limité à 50 GW environ de puissance moyenne, il faut donc prévoir des moyens de production supplémentaires pour répondre à ces demandes du réseau lorsqu'elles dépassent cette valeur.
(Pour suivre la demande du réseau, consulter le site Eco2mix).
Aujourd'hui ce complément de production est assuré par l'apport des centrales hydroélectriques, avec le concours d'un parc de centrales thermiques.
La participation des renouvelables éolienne et solaire est la bienvenue, mais encore faut-il que le vent soit disponible lorsque le pic de la demande se produit ; quant au solaire, il est absent dès le début de soirée...
(Tant que ces renouvelables ne disposeront pas de ressources propres de stockage d'électricité, elles ne pourront intervenir que comme source d'appoint non programmable).
Les productions d'électricité éolienne et solaire représentent près de 9% de la production électrique totale, proportion encore modeste, mais suffisante pour percevoir déjà les inconvénients de leur intermittence.
Tout cela va changer.
La transition énergétique qui s'amorce sera marquée par trois réformes essentielles :
D'une part la réduction drastique de la production d'électricité nucléaire.
D'autre part la très forte croissance de la production d'électricité éolienne et solaire.
Enfin, la suppression programmée des moyens de production d'électricité émetteurs de CO2 ( Fuel, Gaz naturel, charbon*) .
*Le charbon a pratiquement déjà disparu de la production électrique en France.
Ici il faut apporter un commentaire important :
Les trois réformes citées ci-dessus correspondent aux engagements du Gouvernement dans le cadre de la transition énergétique. Si ces engagements ne sont pas tenus, il est évident que tout ce qui suit devient sans objet.
Ces trois réformes, si elles se réalisent, entraîneront des conséquences qui vont modifier profondément la conception et la gestion du réseau électrique.
Le remplacement programmé du nucléaire (production pilotable de base) par une production non pilotable et intermittente éolienne et solaire va créer « de facto » une fluctuation de la puissance disponible, qui viendra s'ajouter aux fluctuations existantes de la demande, les deux phénomènes étant évidemment non synchrones. Ces perturbations supplémentaires devront impérativement être compensées d'une façon ou d'une autre.
Par ailleurs, la suppression progressive des centrales thermiques émettrices de CO2 , qui interviennent aujourd'hui en compensation des fluctuations de la demande et en apport pour passer les pics de puissance, devra évidemment être également compensée.
Pour compenser ces diverses fluctuations d'offre et de demande de puissance instantanée, il faudra disposer d'un système de stockage tampon de l'énergie électrique, en plus de celui qui existe déjà bien entendu.
Le procédé utilisé devra être capable de traiter des quantités considérables d'énergie électrique avec des temps de réaction très courts, et des rendements compatibles avec les besoins du marché car là aussi la concurrence sera rude.
Le seul procédé remplissant ces critères repose sur le stockage de l'énergie potentielle hydraulique, déjà largement utilisée pour la production électrique en complément du nucléaire.
Les procédés de stockage sur batteries ou à travers la filière Hydrogène auront leur rôle à jouer, mais les batteries semblent mieux adaptées aux besoins de la mobilité et des clusters, et la filière Hydrogène n'est encore qu'un projet d'étude, alors que l'hydroélectrique est une technologie parfaitement au point depuis de nombreuses décennies.
Le stockage à poste fixe d'énergie potentielle gravitaire hydraulique (EPGH) sera donc la bouée de sauvetage qui permettra au réseau électrique de gérer les énergies éolienne et solaire malgré leur intermittence.
Un volume d'eau de 1 m3 tombant d'une hauteur de 1 m fournit une énergie de 0,0027 kWh.
Ce qui est fort modeste.
Mais 10 Millions de m3 tombant d'une hauteur de 1000 m sur des turbines électriques fournissent 27 GWh, soit l'équivalent de l'énergie nécessaire pour charger 540 000 batteries de 50 kWh chacune, ce qui est très intéressant en cette période de développement de la mobilité électrique.
Prenons l'exemple de la centrale de Grand-maison :
Le lac de Grand-Maison, créé à 1 600 m d'altitude par le barrage du même nom sur l'eau d'Olle, petit affluent de la Romanche, peut contenir 143 Millions de m3. Cette eau provient pour 70% de la fonte des neiges, le reste est apporté par les torrents des alentours.
En contrebas, à 700 m d'altitude, se trouve un ensemble de deux centrales électriques qui reçoivent les eaux du lac de Grand Maison et les dirigent vers 12 turbines de 150 MW chacune.
La puissance totale est de 1 800 MW, soit la puissance de deux réacteurs nucléaires du type Fessenheim.
Une centrale nucléaire de 1 800 MW peut fournir une quantité annuelle d 'énergie de 12 000 GWh environ.
Cette énorme quantité d'énergie est liée à la constance de cette puissance de 1 800 MW, qui demeure disponible sans interruption durant 8 760 heures de l'année, les seules interruptions ne concernent que le remplacement du combustible et/ou les contrôles.
Il en va très différemment d'une centrale hydroélectrique.
En effet, à Grand-Maison, même avec des turbines de 1 800 MW, elle ne fournit du courant que s'il y a de l'eau à turbiner (C'est évident mais il n'est pas inutile de le rappeler).
Les 143 Millions de m 3 du barrage de Grand-Maison, tombant de 900 m, représentent une quantité d'énergie de 350 GWh, inférieurs de plusieurs ordres de grandeur aux 12 000 GWh de la centrale nucléaire de même puissance.
Eh oui, il ne faut pas confondre la puissance et l'énergie.
Au passage, on peut constater ici que pour remplacer le nucléaire il faudra beaucoup, beaucoup, de centrales hydroélectriques...
Le lac de Grand-Maison n'est alimenté que par la fonte des neiges et quelques torrents du voisinage, le débit est important pendant la fonte des neiges, mais réduit hors saison.
L'énergie fournie par l'eau du barrage ne peut donc pas rivaliser avec celle d'un réacteur nucléaire, il s'en faut de beaucoup ; son intérêt est dans sa capacité à délivrer des pointes de puissance élevées pour répondre à une demande de pointe du réseau sur une courte durée, généralement quelques heures.
C'est ainsi pour toutes les centrales de barrages.
Un barrage est en principe établi sur un territoire habituellement parcouru par un cours d'eau, dont le débit est variable selon la saison, l'enneigement, la pluviométrie, en sorte que le barrage reçoit de l'eau en permanence, même avec un faible débit.
Le débit moyen de l'eau d'Olle est d'environ 8 m3/s, ce qui représente en une année un volume d'eau de 250 Millions de m3, cohérent avec le volume de la retenue (143 Millions de m3).
Cette eau doit remplir le barrage, mais aussi préserver un débit permanent du cours d'eau pour garantir la continuité des usages de cette eau par les riverains, y compris les activités touristiques.
Mais la fonction de cette installation de Grand Maison ne se limite pas au turbinage de l'eau du lac supérieur.
En effet, au niveau des centrales électriques, 900 m en dessous du lac de Grand-Maison, l'eau est récupérée dans une retenue de 14 Millions de m3 (Lac du Vernay).
Sur les 12 turbines , 8 sont réversibles, avec une puissance de 1 200 MW.
Lorsque la demande du réseau est faible, cette réserve de 14 Millions de m3 est pompée vers le lac supérieur de Grand Maison, d'où elle pourra être re-turbinée et resservir à produire de l'électricité.
C'est la fonction STEP, qui permet de turbiner annuellement environ cinq fois le contenu du barrage supérieur.
Non, ce n'est pas une activité de shadock, car l'eau est pompée au cours des périodes de faible demande du réseau, alors qu'elle est turbinée en période de forte demande.
Comme une batterie de VE, qui est mise en charge lorsque le véhicule est à l'arrêt, et déchargée lorsqu'il roule.
L'installation de Grand-Maison est une STEP mixte qui combine les fonctions d'une centrale de barrage classique et d'une STEP.
Le bilan global permet de connaître le rendement :
Le turbinage produit 1 420 GWh annuellement, alors que le pompage consomme 1 720 GWh.
Le rendement est donc de 82,6%, ce qui est très satisfaisant par rapport au stockage électrochimique et surtout par rapport à la filière Hydrogène dans l'état actuel de cette nouvelle technique.
On notera au passage que 300 GWh ont été « perdus »;il s'agit des pertes engendrées dans les opérations de pompage.
Cette énergie de 1 420 GWh représente environ 0,3 % des besoins électriques annuels.
Sa capacité d'intervention réside dans la possibilité d'injecter dans le réseau une puissance de 1,42 GW pendant quelques heures lorsque la demande est élevée.
L'inconvénient d'une telle installation, dans une région peuplée et touristique, réside dans l'obligation contractuelle de ne pas (trop) perturber les autres activités concédées, et donc de respecter scrupuleusement les consignes notamment les variations d'étiage, ce qui constitue une limite à la libre exploitation des eaux.
Les STEP ne sont pas des installations de production, au contraire même puisqu'elles consomment de l'énergie pour le pompage. Leur rôle est de stocker l'énergie excédentaire en période de faible demande, pour la restituer lorsque la demande dépasse les possibilités des moyens de production classiques.
En Europe (incluant Suisse et Norvège), la puissance cumulée des STEP atteint 50 GW.
La France est en tête avec 7 GW, la plus puissante étant Grand-Maison.
Il faudra de nombreuses installations comme Grand Maison pour gérer l'intermittence des renouvelables lorsque leur part de la production électrique deviendra significative.
Aujourd'hui en France les STEP existantes sont utilisées en complément des centrales hydroélectriques classiques, pour fournir les pointes de demande lorsque celles-ci dépassent les possibilités du nucléaire, c'est-à-dire au-dessus de 50 GW en général. La part de cette production hydroélectrique est d'environ 10% , ce qui fait 85% avec le nucléaire.
Les 15% restant sont constitués pour moitié par l'électricité renouvelable solaire et éolien terrestre quand elle est au rendez-vous, et pour moitié par les centrales thermiques ( Gaz naturel et fuel) qui prennent le relais quand le soleil se couche et/ou quand le vent se calme.
Le PPE prévoit une réduction importante de la part du nucléaire, remplacée par une production équivalente d'électricité renouvelable éolienne et solaire, dont il faudra compenser l'intermittence sous peine de désordres graves dans la gestion du réseau.
Ceci en plus évidemment des fluctuations de la demande de puissance du réseau, qui seront aggravées par le développement des applications des pompes à chaleur, et la recharge des véhicules électriques.
D'importants moyens de compensation de ces fluctuations de puissance du réseau sont donc à prévoir, avec le choix entre le stockage de masse de l'énergie électrique, ou le développement du parc de centrales thermiques, sachant que le choix du combustible sera entre la biomasse, les bio combustibles, le biogaz, ou le Gaz naturel fossile si aucun des trois n'est disponible.
Cette décision sera politique, avec le risque d'une troisième option qui est la poursuite du nucléaire, option qui revient sur le devant de la scène, en portant le débat sur le choix entre nucléaire ou CO2.
Concrètement on observe qu'il n'y a aujourd'hui aucun programme de construction de nouvelles installations hydroélectriques, classiques ou STEP.
Par contre le Gouvernement a demandé à EDF d'établir pour la mi 2021 un programme chiffré pour décider ou non la construction d'un parc de six centrales nucléaires de nouvelle génération....
Par ailleurs le classement du nucléaire dans les investissements éligibles à un soutien par la banque du climat a été repoussé à 2022, mais non pas rejeté.
Ainsi il se pourrait bien que le nucléaire reprenne du service pour maintenir la puissance aux fatidiques 63 GW, en attendant que les renouvelables prennent la relève lorsque les installations de stockage de masse d'énergie électrique seront disponibles*.
*Pour savoir quand, voir Madame Irma...
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