Version 2
Préambule
L’électricité ne se stocke pas, voici un axiome en passe de devenir une idée reçue.
Les Énergies Nouvelles Renouvelables ont le vent en poupe. Toutefois, elles présentent encore quelques inconvénients. Leur prix de revient est, du moins en France, un handicap. Mais, lorsque l’on se décidera à pratiquer le vrai prix du nucléaire, il y aura vraisemblablement quelques mauvaises surprises. Certaines d’entre elles, les plus répandues, ou les plus citées actuellement, ne sont pas constantes. Le solaire ne fonctionne que lorsque le soleil est là, et s’il n’est pas trop voilé, l’éolien uniquement en présence d’un vent suffisant. En France, asservis à notre addiction à la fée électricité, nous avons tendance à ne voir que par l’énergie électrique. Son principal problème est l’obligation d’asservir en permanence le besoin à l’offre. Nous n’aborderons ni l’aspect financier ni l’aspect environnemental du problème, l’objectif de ce document étant de brosser le techniquement possible , ou probable. Le lecteur pourra consulter les sources s’il veut des renseignements complémentaires.
L’énergie
L’énergie est intimement liée à l’évolution de la société humaine. Nous sommes passés d’énergies naturelles (humaine, animale, hydraulique, éolienne...) à des énergies de plus en plus techniques et scientifiques. Les énergies naturelles n’ont permis qu’une évolution très lente de la société. Deux ruptures importantes ont eu lieu au XIX° siècle, elles sont à l’origine de la grande accélération de l’évolution sociétale. La première rupture est apparue avec l’arrivée de la machine à vapeur, la rupture suivante est due à l’électricité. A chaque rupture correspond un bond en avant. La machine à vapeur a permis des puissances inconnues jusqu’alors. L’électricité a permis un nouveau bond en avant dans la quantité d ’énergie disponible, mais surtout une deuxième rupture : découpler le lieu de production du lieu de consommation.
L’énergie primaire est l’énergie d’origine (l’homme, le charbon, le gaz, le vent, le cheval, le bois, le courant d’eau...).
L’énergie finale est l’énergie utilisée par le consommateur, qu’il soit particulier ou industriel (chaleur, électricité...). Elle est obtenue par une ou plusieurs transformations d’énergie primaire.
L’énergie secondaire est une énergie intermédiaire entre l’énergie primaire et finale. L’énergie secondaire peut également être qualifié de vecteur d’énergie. L’hydrogène, le méthane, l’eau..., nous le verrons plus loin, peuvent être des vecteurs d’énergie. Ce sont des énergies intermédiaires (secondaires) qui peuvent se stocker.
La transformation de l’énergie primaire en énergie finale est obtenue par la chaîne de l’énergie. Elle comprend plusieurs postes : les extractions (mines ...), les transformateurs d’énergie, les stockages (barrages hydrauliques, tas de charbon, cuves de pétroles ...), les transports, la gestion des déchets... Chaque poste nécessite l’utilisation d’énergie. Une chaîne d ‘énergie possède un rendement plus ou moins bon.
Le rendement est une notion importante. Il caractérise le rapport entre l’énergie fournie à un système et l’énergie rendue disponible. Pour faire de l’électricité, toutes les centrales thermiques ont un rendement de 30% à 37% environ (centrale charbon, gaz, fuel, nucléaire). C’est à dire que lorsque l’on fournit à la machine 100 KW-h d’énergie, la machine nous donne 35 KW-h d’électricité. Le reste est perdu en chaleur pour beaucoup, en frottements, etc... Un moteur électrique a un rendement de 80% environ. Un radiateur électrique de 100%. Une centrale électrique moderne de co-génération au gaz (CCG) a un rendement autour de 60%. Pour les logements particuliers, en France, la norme estime qu’une installation ’ tout électrique ’ donne un ratio entre énergie primaire, et énergie finale de 2,54. Pour 1KW-h d’électricité consommée, il faut 2,54 KW-h d’énergie primaire. Le rendement doit être souvent pondéré par les énergies utilisées pour le transport, le stockage, les traitements intermédiaires.
On l’oublie trop souvent, mais la première source d’énergie est l’économie d’énergie. En France, 3 millions de logements en ’tout électrique’ ne sont pas isolés. Il font partie des 15 millions de logements qui ne sont pas isolés selon RTE [1]. Dans l’absolu, ces données ne représentent pas grand chose, mais si on les croise avec une autre statistique, les choses deviennent plus intéressantes.
En France métropolitaine, l’INSEE [2] estime : ’En 2008, le parc de logements s’élève à 32,8 millions d’unités, en hausse annuelle de 1,3 %. L’évolution du parc, très régulière au cours des vingt dernières années (+ 1,1 % en moyenne annuelle), est plus forte depuis 2005. Si le parc de logements se développe dans les communes rurales (+ 1,8 %), son évolution reste faible dans l’agglomération parisienne (+ 0,6 %). Près de 28 millions de logements, soit 84 % du parc, sont des résidences principales. Le reste du parc est constitué de résidences secondaires (10 % des logements) concentrées dans les zones touristiques et de logements vacants (6 %). Les maisons individuelles forment la majorité des logements (57,2 %). ’
Toujours selon l’INSEE :’L’état se fixe comme objectif de réduire les consommations d’énergie du parc des bâtiments existants d’au moins 38 % d’ici à 2020. A cette fin, il prévoit la rénovation complète de 400 000 logements chaque année à compter de 2013. ... En 2010, les bâtiments résidentiels et tertiaires ont consommé 68 millions de tonnes équivalent pétrole, soit 43 % de l’énergie finale consommée en France. Les deux tiers sont consommés dans le résidentiel, un tiers dans le tertiaire. 60 % de l’énergie consommée par le résidentiel-tertiaire sont consacrés au chauffage, 25 % à l’électricité spécifique (éclairage, climatisation...) et 15 % aux autres usages, essentiellement eau chaude sanitaire et cuisson.
Le chauffage électrique représente 26% de la consommation électrique française.
Le résidentiel représente 33 % de la consommation électrique française.
Le résidentiel et le tertiaire représentent 31 % de la consommation électrique française.
L’électricité
L’électricité est une énergie souple, facile à utiliser, propre à l’utilisation, discrète, facilement disponible. C’est une énergie souvent finale, obtenue par transformation.La France a consommé en 2011 environ 478 TWh brut soit 443 TWh net [3] d’électricité, et en a produit 542 TWh. En baisse de 6% par rapport à 2010. Le différentiel entre production et consommation est dû aux pertes en ligne, aux rendements, au pompage, [4] à l’auto-consommation d’industriels produisant leur propre courant, et aux échanges avec nos voisins. 75 à 80% de cette électricité est d’origine nucléaire. Outre son coût de revient virtuellement bas et mal connu, la production nucléaire est aussi une production constante dans le temps (aux arrêts techniques près).
Un réacteur nucléaire est soit en production constante, soit à l’arrêt.L’énergie électrique qui en sort ne peut pas être modulée. Ceci rend la France opérateur électrique singulier en Europe. En période creuse, la France produit un courant inutile, donc peu cher que nous vendons à très bon marché.
Importance relative du pic de consommation grand froid
Par contre en période de forte consommation, la France doit acheter très cher un courant rare et précieux. Ainsi, en 2010, la France exporte 66 TWh en période creuse souvent, et importe 38 TWh d’électricité en général sur les périodes de pointe. En 2011, elle exporte 75,4 TWh et n’importe que 19,7 TWh. Selon ENEA consulting [5] les variations du prix de l’électricité peuvent être énormes : ’ La volatilité accrue des prix de l’électricité est un indicateur de ces tensions. Le 8 février 2012, un pic de 102 GW de consommation atteint en France a porté ponctuellement à 2 000 € le prix du MWh sur les marchés. A l’inverse, des épisodes de prix négatifs à -500 €/MWh ont été observés en Allemagne en 2010, causés par des surplus de production éolienne. ’ La figure représente les valeurs moyennes journalières du début de l’année 2012. Le prix moyen payé par jour sur le marché a varié de 10 à 368 €/MWh, avec une moyenne autour de 32 € le MWh. Nous voyons immédiatement apparaître la tentation spéculative, comme ce fut le cas en Californie ces dernières années.
Derrière ces chiffres se cache une réalité intéressante. La France est responsable de 50% des exportations et de 50 % des importations des 6 voisins pour chacune de ces deux années (Grande Bretagne, France, Belgique, Allemagne, Italie, Espagne). Ajoutons que le pic électrique français lors des consommations fortes de l’hiver représente la moitié du pic de consommation des 27 pays européen, si l’on en croit l’ADEME.
Une nouvelle loi dite loi NONE oblige les fournisseurs d’électricité à l’obligation de capacité. A partir de 2017, ils devraient être dans l’obligation de disposer de la puissance nécessaire à la fourniture de leurs clients.
L’électricité n’est jamais une énergie primaire. Elle est le résultat d’une transformation d’énergie primaire, fossile ou renouvelable. Le transformateur sur la figure peut représenter un ensemble de transformations d’énergies successives. La combustion du charbon, la fission nucléaire produisent de la chaleur, elle transforme l’eau liquide en vapeur
sous pression, qui devient une énergie mécanique qui actionne un alternateur qui transforme l’énergie mécanique en énergie électrique.
Dans cet exemple, le transformateur participe de plusieurs transformations d ’énergies pour passer de l’énergie primaire, à l’énergie électrique. Chaque étape possède un rendement inférieur à 1. Le rendement global peut être relativement faible (30% dans notre cas).
Nous voyons pourquoi il faut être parcimonieux dans l’utilisation de l’électricité. Le chauffage électrique des logements est un non sens, en effet, si l’installation par le particulier est moins onéreuse, le coût d’utilisation devient très élevé. Actuellement, il vaut mieux chauffer son logement au gaz, plutôt qu’à l’électricité.
L’Aquitaine produit légèrement plus d’énergie électrique qu’elle n’en consomme [6].
Nous ne rentrerons pas dans les détails, mais une vue de la répartition de la consommation électrique en France est intéressante. Selon RTE [7], le résidentiel et le tertiaire consomment 57 % de l’énergie électrique.
Si nous détaillons pour le résidentiel, nous retrouvons une spécificité bien française, le poids de la consommation du chauf
fage électrique (environ 25%). Si nous ajoutons l’eau chaude sanitaire et le peu de climatisation, nous arrivons à près de 50% de l’électricité utilisée pour chauffer. A noter toutefois la part des produits bruns et gris. Cette consommation est liée aux réfrigérateurs, et autres multimédias ou informatique. Cette part est à peu près similaire pour le tertiaire. Nous touchons ici du doigt la conséquence des choix énergétiques effectués dans un passé révolu.
La production électrique est marquée par le besoin absolu de faire coïncider en permanence la production (l’offre), et la consommation (la demande). Si cette équation n’est pas correctement ajustée, le réseau de distribution s’effondre. Il peut s’effondrer si la demande dépasse l’offre, ou si l’offre dépasse la demande. C’est le black out.
La consommation électrique est par essence très variable dans la journée, entre les saisons, entre les années. Les figures ci-dessous donnent un exemple de consommation entre une journée d’hiver (à gauche) et d’été (à droite).
A ces variation journalières, il faut ajouter la saisonnalité, et la variabilité d’une année sur l’autre. Une année froide 2010 donne une consommation plus forte de près de 7% par rapport à 2011 plus clémente.
Nous touchons du doigt la complexité de l’équilibrage entre un moyen de production prépondérant qui produit en permanence la même quantité d’énergie sans variation possible (nucléaire) et un besoin variable d’heure en heure, de jour en jour, avec des interactions multiples dont la climatologie.
Pour assurer l’équilibre, les répartiteurs jouent sur trois leviers. Un levier grossier, à réponse lente de 1 h à 36 ou 48 h : Démarrer ou stopper des productions. Un levier plus fin mais aux capacités moins importantes : La variation de tension, elle est quasiment automatique. Le troisième levier comprend deux actions : l’une est exceptionnelle, c’est le délestage (coupure de l’alimentation) de zones plus ou moins grandes. La deuxième, c’est l’effacement des clients volontaires avec des tarifs préférentiels modulent leur consommation, ce sont les EJP, tempo, heures creuses et pleines... Le stockage de l’énergie électrique permettrait d’introduire une autre variable d’ajustement.
Le Stockage d’électricité
Contrairement aux idées reçues, le stockage de l’énergie électrique est déjà opérationnel depuis des années [8]. Nous connaissons tous les batteries électriques, les piles rechargeables, mais leur capacité est relativement faible. Leur utilisation est réservée à de petites puissances. Nous allons aborder plusieurs techniques pour les stockages plus importants. A une production de masse, il faut lier un stockage compatible en masse. Le stockage permet de faire un tampon entre une consommation et une production.
Dans le stockage de l’électricité, le schéma est à peu près toujours le même. L’énergie produite par la transformation d’une énergie primaire en énergie électrique (l’offre) dépasse la consommation (demande). La partie surabondante de l’électricité va être stockée. Mais actuellement, le courant ne se stocke pas. Les opérateurs auront recours à une série de transformations pour obtenir à partir de l’électricité une énergie que l’on peut stocker. Cette énergie est nommée vecteur d’énergie. Lorsque la demande dépasse l’offre, le vecteur d’énergie est retransformé en électricité. Le rendement est encore une fois une donnée capitale. De nombreux essais sont en cours, quelques installations sont
opérationnelles [9].
L’avantage du stockage est de deux ordres : Donner de l’énergie quand on en manque, cela veut dire donner de l’électricité quand les ENB ne fonctionnent pas, mais c’est aussi donner de l’énergie pendant les pics de consommation. Ce qui permet de diminuer les puissances installées.
Pour les plus gros stockages, il existe une technique assez ancienne économique et durable. Les STEP (Station de transfert d’Énergie par Pompage-turbinage) [10] permettent de stocker de l’eau pour alimenter les turbines d’un barrage hydroélectrique, ou d’un réservoir supérieur [11]. Cette Technique représente plus de 95% du stockage électrique mondial, elle est relativement bon marchée et durable dans le temps. Cette technique est utilisée par EDF depuis 30 ans pour palier la production (l’offre) absolument constante des centrales nucléaires. Lorsque la consommation est faible, les centrales nucléaires produisent un courant inutile (fatal). Ce courant est vendu à bas prix à l’étranger, mais il peut également être utilisé pour remonter l’eau d’un réservoir au bas de la chute, dans le réservoir amont en haut de la chute. EDF a consommé en 2011 6,8 TWh d’électricité pour ce pompage. Le rendement global peut être d’au moins 80%.
Il est curieux qu’EDF qui possède un savoir faire important, et produit 6 à 7 TWh par an avec ce principe n’en ai aucune connaissance quand nous discutons de stockage d’électricité par les ENR. Pour comparaison, l’éolien en 2011 c’était 11,9 TWh, le solaire photovoltaïque environ 1,8 TWh pour 2011 [12]... Un projet est en cours de réalisation en Allemagne qui associe éolien, et STEP. Les pays du Nord de l’Europe, la Suisse, l’Italie, l’Espagne utilisent massivement cette technique en normal ou en ENR. Nous avons quelques difficultés pour connaître l’étendue des réalisations dans le monde, mais elles se développent vite. Une STEP peut être pure, pas d’alimentation ou peu du réservoir supérieur par de l’eau de ruissellement ou un cours d’eau, ou mixte associée à un barrage classique., et les STEP actuelles peuvent moduler le courant.
Le parlement corse prévoit le l’étude d’implantations de STEP sur son territoire. Un polytechnicien et ingénieur des Corps François Lempérière qui a longtemps œuvré sur les barrages et les STEP Françaises, préconise la construction de STEP [13] liées à la mer soit d’un km2 sur les falaises normandes, ou en semi Marine sur d’autres zones du Nord de la France adossées à des falaises plus basses. D’autres projets prévoient la construction de STEP en mer sur des hauts fonds, couplées à des éoliennes ou et de hydroliennes. L’Irlande travaille sur un couplage éolien STEP sur des vallées côtières abruptes et encaissées.
L’air comprimé est un vecteur d’énergie utilisé de tout temps par l’industrie. Nombre d’automatismes ont une puissance pneumatique de faible pression 0,4 à 0,5 MPa (4 à 5 bars). Si son utilisation est très courante en industrie, il n’est pas utilisé comme vecteur d’énergie, car son rendement est médiocre. Lorsque l’on comprime de l’air, il s’échauffe, le rendement est assez faible, de l’ordre de 30%. Des travaux de recherche et développement sont en cours en Allemagne avec le projet ADELE [14]. Le procédé est aussi appelé CAES (Compressed Air Energy Storage). L’objectif est de convertir l’électricité surabondante en air comprimé. Son stockage devant être volumineux pour obtenir des puissances suffisantes, un essai est fait sur un stockage en cavité saline. ADELE consiste en un stockage adiabatique, AA CAES, (Advanced Adiabatic CAES) de 1GWh pour une puissance de 200 KW. L’air serait emmagasiné aux alentour de 35 bars, la température de compression (autour de 600°C) serait stockée à part, et restituée lors de l’utilisation. EnBW anciennement EDF prévoit le même projet en Basse Saxe. Ceux qui connaissent le sujet apprécieront. Le grand rapport volume surface et la température en profondeur facilitent la conservation de la température de l’air comprimé. Lorsque la demande d’électricité devient supérieure à l’offre, l’air comprimé fera tourner un alternateur, ou participera à la compression de l’air de combustion des TAC et CCG (perte de 30% de l’énergie dans la compression de l’air d’alimentation de la chambre de combustion).
Nous touchons ici un des vecteurs d’énergie le plus prometteur pour le stockage. L’électricité surabondante est transformée en hydrogène par électrolyse de l’eau. Une molécule d’eau en se décomposant libère deux molécules de dihydrogène 2H2 et une molécule d’oxygène O2. C’est L’hydrogène [15] qui sera stocké. En utilisant une pile à combustible, on refabrique de l’électricité, avec un rendement situé autour de 50 à 60%. En moteur thermique, il ne serait que de 25%. Avec 70 kg d’hydrogène, on peut obtenir 2,3 MWh d’électricité via une pile à combustible.
L’hydrogène gazeux dans les conditions normales possède une masse volumique très faible de 0,09 kg/m3. C’est un gaz assez difficile à manipuler, qui possède un pouvoir énergétique supérieur au gaz naturel.
Le stockage liquide étant trop complexe, il n’est pas envisageable dans le stockage de masse. Il faut le refroidir à -253°C et le maintenir sous haute pression environ 35 MPa (350 bars). Il permet d’obtenir des masses volumiques de 70 kg/m3. Ce sera peut être une solution pour l’automobile, les coûts annoncés sont comparables avec les moteurs à essence. BMW étudie un démonstrateur avec un réservoir d’hydrogène liquide et pile à combustible.
Jusqu’à présent, il existait quelques solutions pour stocker l’hydrogène [16] sous forme de gaz. Le stockage en bonbonne, son transport pouvant se faire par bouteille type chantier, ou pipeline. La petite taille de la molécule facilite la perméabilité à travers les parois. Les épaisseurs doivent donc être conséquentes. La basse pression, n’est utilisable que sur des petites structures, la masse stockée étant faible.
Le projet Myrte [17] en Corse couple des panneaux photovoltaïques à un stockage du surplus de courant par de l’hydrogène d’électrolyse sous 3,5 MPa pour le stockage, et 3 piles à combustibles. Il s’agit d’un démonstrateur de R&D pouvant alimenter 200 foyers, qui pourrait préfigurer des installations plus importantes.
Pour atteindre des valeurs intéressantes, il faut atteindre des pressions de stockage de l’ordre de 700 bars. Nous obtenons des masses volumiques de 42 kg/m3. Les fortes pressions limitent la taille des réservoirs de stockage. L’énergie de compression et son exothermie limitent le rendement à moins de 40%.
Une découverte récente a permis d’améliorer une technique déjà connue de stockage solide. Le CEA [18] a démontré que des hydrures métalliques ont la possibilité de fixer des atomes d’hydrogène en grande quantité sous faible pression. La réaction d’absorption est exothermique, et la libération endothermique. Il existe un point d’équilibre ou de saturation qui dépend du couple température pression. Une Start Up Française (McPhy) a été créée suite à ces travaux. La société McPhy [19] propose des ensembles compacts modulaires de stockages adiabatiques de 70 kg d’hydrogène pour 2,3 MWh, ou de 700 kg d’hydrogène pour 23 MWh. Il n’y a pas besoin de comprimer, le point d ‘équilibre est entre 300 et 360°C, avec des pressions pour le remplissage de l’ordre d’1 MPa (10 Bars) qui est la pression d’électrolyse, et de soutirage de 0,2 MPa (2 Bars) qui est la pression d’alimentation de la pile à combustible. La température est gérée dans les réservoirs par un habillage extérieur avec des matériaux à changement de phase. Les unités de stockage unitaires de 70 kg d’hydrogène peuvent être disposées dans un container classique. Le rendement annoncé du stockage est de plus de 90%.
C’est un projet Allemand [20], qui prévoit un pilote de 10 MW avec un rendement espéré de 60%. Il est en tout point comme un projet hydrogène, mais l’hydrogène est à son tour transformé en CH4 (méthane), par attaque de CO2. Le méthane a un gros avantage, c’est du gaz naturel, il peut être réinjecté dans le circuit classique du gaz. On perd en rendement, mais on évite les problèmes délicats du stockage d’hydrogène. Il est utile de savoir que le captage du CO2 en sortie de combustion est très énergivore. Il utiliserait environ 30% de l’énergie électrique produite par une centrale à charbon.
Réservées aux véhicules et stockages de ce genre , elles font une entrée en force, et peuvent représenter un avenir prometteur. Pour l’instant, deux technologies tiennent la corde, mais ici aussi de très nombreux travaux laissent pas mal d’espoir.
- Les batteries à flux redox, développées par l’université de Galles du Sud [21]
- Les batteries NaS (Sodium souffre)
La batterie à flux redox est un peu différente de ce que nous connaissons. Elle comprend une unité centrale qui génère la décomposition de l’électrolyte pendant la charge au travers d’une membrane, et la recomposition de l’électrolyte pendant la décharge. Les deux électrolytes, à base de Vanadium [22], formés pendant la charge sont stockés dans deux réservoirs séparés par pompage. A la décharge, on pompe les deux électrolytes, et on les renvoie sur les membranes. Les deux électrolytes se recombinent en relarguant du courant. Le système est modulable. Les australiens de l’université de Galles du Sud ont développé, dès 2003, un démonstrateur qui est maintenant au stade industriel sur l’île King Island. Aujourd’hui, l’île serait énergétiquement autonome avec 5 éoliennes associées à un stockage par batterie redox à flux d’une puissance de 200 KW et d’une capacité énergétique d’environ 1GW-h pendant 4 heures. Le principe est développé industriellement par la société Prudent VRB [23]. La batterie occupe de l’espace, mais elle présente l’avantage de pouvoir ajuster la puissance par addition de modules. Ces batteries permettent la régulation de l’énergie restituée en jouant sur les débits pompés.
Les batteries NaS [24] ne semblent pouvoir être utilisées que pour des grosses capacités. Leur température d’utilisation avoisine les 300 °C. Ces piles sont potentiellement dangereuses, les composants sont corrosifs, et dangereux à haute température. Plusieurs installations ont été faites au Japon par la société leader japonaise NGK. Une batterie géante est en cours d’installation au Texas [25]. Elle aura une puissance de 4 MW, et pourra donner du courant pendant 8 heures.
Nous sommes ici dans une évolution des batteries. Ce ne sont plus tout à fait des batteries. Ces produits se rechargent très vite, et ont actuellement des capacités de stockage équivalentes aux batteries plomb. Plusieurs voies sont explorées. Certaines réalisations existent déjà (Start Stop voiture, Bus électriques chinois et projet Bolloré). Ces produits sont issus des dernièrs travaux sur le carbone et en particulier sur la forme graphène.
On pourra citer quelques projets. Mais de bonnes surprises pourraient venir. L’exemple du volant à inertie est intéressante. Le volant tournant à haute vitesse emmagasine de l’énergie. Elle est restitué en électricité. Une jeune société Française Energiestro s’est vu décerner un prix Pulse d’EDF 2015, pour ses travaux et aider à la concrétisation d’un nouveau type de volant à bon marché, et durable. C’est une alternative aux batteries. Il faut résoudre plusieurs problèmes, les frottements : butée statique magnétique, et vide, guidage par roulement. La masse et le coût sont optimisés en utilisant du béton en lieu et place du métal. Le concept est décliné en plusieurs modèles prévus de 5 à 50 kWh avec des durées de rétrocession pouvant aller jusqu’à 10 h suivant la consommation.
Conclusion
Aujourd’hui, l’électricité se stocke, et elle se stockera de plus en plus. Nous en avons vu un certain nombre, nous sommes au début d’un foisonnement. Des évolutions très importantes sont très probables dans les quelques années qui viennent. Certaines solutions ne survivront pas, d’autres resteront sur des niches, d’autres enfin se généraliseront. La figure suivante, extraite d’un document ENEA Consulting (voir plus haut), positionne les stockages suivant deux axes :
- Leur maturité (R&D, Démonstrateur, Usage courant)
- Leurs possibilités (puissance ou énergie).
Ces modes de stockages devront également respecter une civilisation durable et économe. Il ne faudra pas renouveler les erreurs du nucléaire, qui consistent à reporter sur l’avenir des solutions que nous n’avons pas.
Les modes de stockages qui seront disponibles peuvent présenter le risque d’être plus ou moins incompatibles avec la vision française d’une énergie produite par des installations importantes en capacité. C’est le résultat d’un centralisme typiquement français. Le stockage, comme les énergies renouvelables, obligent à une vision plus locale, plus déconcentrée, plus décentralisée, et en conséquence plus souple. Nous sommes à l’aube d’une révolution culturelle en matière d’énergie. Après les productions de masse centralisées, non diversifiées, nous nous orientons probablement vers des systèmes de dimensions et de puissances plus réduites, avec une grande diversification des moyens de production, et de stockages. Nous assisterons peut être à un rapprochement des productions et consommations. De même il est plausible que la part électrique dans l’énergie se réduise. Elle sera réservée à des utilisations plus nobles, plus chères.
Lexique
J : Joule unité d’énergie. C’est le travail effectué par une force de 1 Newton sur 1 mètre. C’est aussi le travail ou l’énergie dispensé par le courant de 1 Volt avec une intensité de 1 Ampère dans une résistance de 1 Ohm pendant 1 seconde.
W : Watt unité de Puissance. Puissance d’un courant d’une tension (U) de 1 Volt avec une intensité (I) de 1 Ampère (P=U I, ou P = R I2). R étant la résistance en Ohm.
KW : Kilo Watt. Puissance d’une installation de 1000 W
KW-h : Kilo Watt Heure. Énergie dissipée par une installation de 1000 W pendant 1 heure. 1 kWh = 1KW 3600 secondes = 3,6 MJ. Également MW-h , GW-h, TW-h
KVA : Kilo Volt Ampère. Puissance d’un générateur électrique triphasé de 1KW. En général, un moteur triphasé 1KVA donne une puissance réelle d’environ 0,8 KW.
K : Kilo (1000) ou mille
M Mega (1 000 000) ou million
G : Giga (1 000 000 000) ou milliard
T : Tera (1 000 000 000 000) ou millier de milliards ou million de millions
