Responsable du projet eStorage
Actu-environnement.com : Quels sont les objectifs poursuivis par le consortium eStorage ?
Olivier Teller : Le consortium a été créé pour répondre à un appel d'offre européen en 2010. L'objectif de eStorage (1) est de développer des solutions pour rendre plus flexible le stockage d'énergie.
L'option la plus répandue, représentant 99% du stockage d'énergie dans le monde, est la station de transfert d'énergie par pompage ou la centrale de pompage turbinage. Ces centrales se montrent très flexibles en terme de réglage de puissance quand elles produisent de l'énergie. Par contre, il n'est pas possible de régler leur puissance lorsqu'elles sont en mode pompage. Cela ne posait aucun problème dans les années 1970 mais aujourd'hui, dans un contexte d'intégration des énergies intermittentes, cela devient une faiblesse. L'éolien ou le solaire ont besoin d'être associés à du stockage capable de gérer la fluctuation de leur production.
Le consortium s'est donc attaché à développer la technologie de vitesse variable pour obtenir cette flexibilité dans le réglage de la puissance en mode pompage.
AE : Pourquoi estimez-vous que la technologie de vitesse variable est particulièrement adaptée à l'intégration des énergies renouvelables?
OT : Ce dispositif répond bien aux futurs besoins du système pour deux raisons. Premièrement, lorsque les centrales de pompage turbinage sont en mode de pompage, le peu de producteurs présents sur le réseau - centrales nucléaires, éoliennes, productions solaires - sont les moins flexibles. Il n'est en effet pas souhaitable de réguler la puissance de ces modes de production pour ne pas perdre de l'énergie en période de basse consommation. Pour intégrer les énergies renouvelables, la possibilité de régler la puissance en pompage sera donc vraiment importante.
La seconde raison pour laquelle ce consortium a été créé est la modernisation de centrales existantes grâce à la technologie de la vitesse variable. Cette technologie permet d'obtenir de la flexibilité à un coût abordable. En effet, l'investissement nécessaire pour l'installer ne représente que 10% de l'investissement d'une centrale neuve.
AE : Comment transforme-t-on ces stations en systèmes à vitesse variable ?
OT : La différence majeure entre une machine à vitesse fixe et une machine à vitesse variable se situe au niveau de l'alternateur. Le défi du projet est de mettre dans un espace contraint les alternateurs à vitesse variable qui sont plus grands et plus lourds que les alternateurs à vitesse fixe. Toutes les structures sont à réétudier et potentiellement à renforcer. Il faut aussi trouver de l'espace pour positionner les nouveaux équipements liés à cette nouvelle technologie (convertisseur de puissance).
Nous sommes arrivés à résoudre techniquement tous les problèmes. Dès le début, la commission a souhaité que nous regardions comment nous pouvions installer cette technologie sur la base existante européenne. Nous avons donc fait une analyse de l'ensemble des centrales européennes de pompage turbinage. Sur près de 200 centrales totalisant environ 50 gigawatts de puissance, nous avons identifié et étudié cinq familles de centrales. Quelques solutions sont à développer mais la technologie pourrait être largement installée en Europe.
AE : Dans le second volet du projet eStorage, vous avez aussi développé un logiciel d'optimisation du pilotage des centrales : quels sont ses apports?
OT : L'appel à projets de la commission demandait en effet également une solution système. Nous avons développé un logiciel d'optimisation du pilotage de la centrale intégrant la technologie à vitesse variable. Nous avons créé un second outil de gestion de marché qui prend en compte les évolutions sur ce dernier en Europe.
Le troisième grand volet du projet, pour lequel nous avons collaboré avec l'Imperial College de Londres et l'entreprise DNV GL aux Pays-Bas, est consacré à la valeur intrinsèque du stockage sur le système électrique.
Pour cela, nous avons défini des scénarii de développement et, en fonction de ces derniers, nous allons identifier la valeur intrinsèque que le stockage apporte au système électrique global.
A partir de celle-ci, nous établirons des recommandations pour modifier les règles du marché et s'assurer du succès de la dissémination de la technologie développée dans le projet en faisant en sorte qu'elles sont rémunérées au niveau de la valeur qu'elles apportent au système.
DNV GL a par ailleurs analysé le niveau de développement européen de stockage supplémentaire sur des réservoirs existants significatifs (un million de m3). En exploitant exclusivement des réservoirs existants, les sites identifiés permettraient de développer une capacité supplémentaire de stockage de 2.291 GWh.
AE : Quels sont les pays qui présentent le plus grand potentiel de stockage ?
OT : De manière peu surprenante, les pays avec les plus gros potentiels sont ceux qui disposent de montagnes. La Norvège présente ainsi un potentiel de 1.242 GWh, le plus important en Europe. Ensuite, avec 303 GWh, ce sont les zones alpines entre la France, l'Autriche, la Suisse et l'Italie. Enfin, un potentiel de 118 GWh existe dans les Pyrénées entre la France et l'Espagne.
AE : Comment dégager cette part de stockage supplémentaire ?
OT : Le pompage turbinage atteint désormais des rendements de cycle élevés : au dessus de 80%. Concernant la flexibilité des technologies, il nous reste encore une petite marge pour améliorer le réglage de la puissance. Mais la vraie barrière au stockage reste le cadre réglementaire qui n'est pas suffisamment favorable.
Aujourd'hui, les producteurs d'énergie ont de grosses difficultés pour justifier économiquement le développement du stockage : le marché n'est pas encore mûr pour le rémunérer à sa vraie valeur. La seule manière d'accéder à ce potentiel est de créer les conditions économiques favorables à son développement.
Le potentiel est identifié… La question désormais est comment rétribuer son développement.
AE : Avez-vous estimé le stockage d'énergie nécessaire pour accompagner l'objectif de réduction de 80 à 95% des émissions de CO2 ?
OT : Nous n'avons pas de réponse aujourd'hui, sachant que le stockage est une des solutions à développer en conjonction avec d'autres. Nous savons qu'un mégawatt de stockage permet de développer plusieurs mégawatts de production intermittente : il nous reste à déterminer combien précisément.
AE : Avez-vous identifié en France quelles étaient les évolutions réglementaires qui permettraient d'accéder à ce potentiel supplémentaire ?
OT : Nous ne disposons d'aucun résultat finalisé. Dans un premier temps, nous allons identifier toutes les barrières puis travailler sur des recommandations pour les lever. D'ici un an, nous devrions publier un document de restitution.
Pour le moment, nous n'avons pas identifié d'équipements en France que nous ne pourrions pas convertir pour des raisons techniques. Mais il faut que les cadres réglementaire et économique permettent de rétribuer la flexibilité supplémentaire.
