Introduction au stockage d'énergie par pompage-turbinage et d'hydrogène — Choisir entre un stockage de quelques heures et un stockage sur plusieurs saisons

Plus la production d'énergie solaire et éolienne augmente, plus le réseau électrique est confronté à des déséquilibres sur plusieurs échelles de temps distinctes : non seulement « dans les prochaines secondes », mais aussi « ce soir », « en cas de mauvais temps cette semaine » et « la demande qui s'étend sur toutes les saisons ». Les batteries lithium-ion peuvent être dimensionnées de manière relativement indépendante en termes de puissance (kW) et de capacité (kWh), ce qui les rend performantes pour des ajustements sur des périodes allant de quelques minutes à quelques heures (pour une introduction aux batteries, voir le Guide des batteries de puissance). Cependant, tenter de stocker de l'énergie sur plusieurs jours, voire plusieurs saisons, avec des batteries uniquement entraîne une augmentation rapide de la capacité requise, et le coût devient prohibitif. Le stockage par pompage-turbinage répond depuis longtemps à ce besoin sur de longues périodes, et ces dernières années, l'hydrogène a suscité un intérêt croissant en tant que technologie permettant une capacité de stockage encore plus importante. Cet article laisse les principes physiques de base des turbines hydrauliques au Guide d'introduction à l'énergie hydroélectrique et compare plutôt le stockage d'énergie par pompage-turbinage et le stockage d'hydrogène comme deux solutions à un même problème : « stocker de l'énergie et la reconvertir en électricité ultérieurement ».

En bref

• Le stockage d'énergie par pompage-turbinage, qui consiste à faire circuler l'eau entre un réservoir supérieur et un réservoir inférieur, est une technologie de stockage éprouvée, de grande capacité et de longue durée. Son rendement aller-retour se situe entre 70 et 87 %, avec une valeur moyenne d'environ 80 %.

• Les turbines-pompes à vitesse variable peuvent ajuster en continu la puissance consommée lors du pompage et, en réduisant rapidement la charge de pompage lorsque la fréquence baisse, elles peuvent soutenir le réseau dans le même sens que l'augmentation de la production des générateurs (voir le Guide d'introduction à l'énergie hydroélectrique pour plus de détails). L'hydrogène ne stocke pas l'électricité « en tant qu'électricité » : il est obtenu par électrolyse de l'eau, stocké, puis reconverti en électricité en cas de besoin via une pile à combustible ou une turbine à gaz. Son rendement global se situe actuellement entre 30 et 50 %, inférieur à celui des stations de pompage-turbinage.

En revanche, l'hydrogène permet de concevoir séparément le système de stockage (réservoirs ou stockage souterrain) et les équipements de conversion d'énergie (électrolyseurs, piles à combustible). De ce fait, il est en principe indépendant du terrain et convient au stockage à long terme, sur plusieurs semaines, voire plusieurs saisons.

Considérer les stations de pompage-turbinage comme un « stockage efficace sur quelques heures ou jours » et l'hydrogène comme un « stockage à long terme moins efficace mais indépendant du lieu » met en évidence une relation plus proche de la complémentarité que de la concurrence.

1. Classification du problème du « stockage à long terme » selon l'échelle de temps

La variabilité des énergies renouvelables ne peut être décrite sur une seule échelle de temps. Quelques minutes de variation dues au passage des nuages, une montée en puissance sur plusieurs heures lorsque la demande augmente en soirée et que la production solaire diminue au coucher du soleil, un déficit de vent de plusieurs jours causé par une dépression stationnaire, des variations saisonnières de l'ensoleillement et des précipitations : les besoins en stockage varient selon l'échelle de temps.

Les batteries offrent une grande flexibilité de conception en termes de puissance (kW) et de capacité (kWh) grâce au nombre d'éléments, mais leur coût augmente presque proportionnellement à la capacité. Le stockage d'énergie par pompage-turbinage et l'hydrogène, quant à eux, exploitent l'énergie sous forme d'« énergie potentielle de l'eau » ou d'« énergie chimique des molécules d'hydrogène ». De ce fait, la courbe de coût d'augmentation de la capacité de stockage présente une structure différente de celle des batteries. C'est pourquoi ces deux technologies peuvent jouer un rôle prépondérant dans le stockage de longue durée.

2. Stockage par pompage-turbinage : retour sur une technologie éprouvée de grande capacité

Les principes de base du pompage-turbinage et la physique de la turbine ont été abordés dans le Guide d'introduction à l'énergie hydroélectrique. Nous nous concentrerons ici sur ses performances en tant que technologie de stockage.

La quantité d'énergie stockable peut être estimée à partir du volume d'eau V, de la hauteur de chute effective H et du rendement global \eta :

La capacité équivalente en kWh à celle d'une batterie est déterminée par le volume de stockage effectif des réservoirs supérieur et inférieur et par la hauteur de chute, tandis que la puissance de sortie (kW) est déterminée par la puissance nominale de la pompe-turbine et du groupe électrogène. La possibilité de concevoir ces deux éléments indépendamment est un point commun entre les centrales hydroélectriques à pompage-turbinage et les batteries, mais pour ces dernières, les contraintes liées au terrain et aux droits d'eau sont une condition préalable au dimensionnement.

Le rendement aller-retour – la part d'énergie restituée après un cycle complet de pompage (charge) et de production (décharge) – est le produit du rendement de la pompe, du rendement de la turbine, du rendement du groupe électrogène et des pertes dans les canalisations. Les valeurs mesurées se situent généralement entre 70 et 87 %, avec une valeur moyenne d'environ 80 %. Ce chiffre, fruit de plusieurs décennies d'expérience, est comparable, voire légèrement inférieur, au rendement aller-retour des batteries lithium-ion.

Les turbines-pompes à vitesse fixe consomment une puissance relativement constante en fonctionnement, ce qui les rend peu performantes pour capter les surplus d'énergie renouvelable, dont la production est irrégulière. Le stockage par pompage à vitesse variable utilise l'électronique de puissance pour moduler en continu la vitesse de rotation, permettant ainsi un ajustement précis de la charge de pompage. En cas de baisse de fréquence, le débit de pompage peut être rapidement réduit, contribuant ainsi à soutenir le réseau électrique dans le même sens que l'augmentation de la production. Au Japon, la centrale de Kannagawa (TEPCO), située dans la préfecture de Gunma, est reconnue comme l'une des plus grandes centrales de stockage par pompage au monde. Conçue avec une hauteur de chute effective de 653 m, elle comprend, sur le papier, six groupes motopropulseurs d'une puissance nominale de 470 000 kW chacun, pour une puissance maximale de 2,82 millions de kW lorsque toutes les unités fonctionnent. Actuellement, les unités 1 et 2 sont en service, fournissant une puissance maximale de 940 000 kW. Pour les détails techniques relatifs au pompage-turbinage, notamment le fonctionnement à vitesse variable et l'augmentation de la capacité, veuillez consulter la section correspondante du Guide d'introduction à l'énergie hydroélectrique.

Figure 1 — Une centrale hydroélectrique à pompage-turbinage transporte l'eau entre des réservoirs supérieurs et inférieurs, alternant entre pompage et production d'électricité grâce à une turbine-pompe réversible. Le rendement aller-retour est d'environ 70 à 87 %, avec une moyenne de 80 %.

3. Stockage à long terme via l'hydrogène — Stocker l'électricité sous forme moléculaire

Le principe du stockage de l'hydrogène est d'utiliser l'énergie excédentaire pour électrolyser l'eau en hydrogène, de le stocker sous forme comprimée, liquéfiée ou souterraine, puis de le reconvertir en électricité en cas de besoin grâce à des piles à combustible ou des turbines à gaz alimentées à l'hydrogène ou en co-combustion. Ce processus est appelé Power-to-Gas-to-Power (P2G2P). L'hydrogène produit à partir d'énergies renouvelables comme le solaire ou l'éolien est appelé « hydrogène vert ». Sa caractéristique distinctive est la faible émission de CO₂ lors de sa production.

Les électrolyseurs se déclinent en plusieurs types : électrolyse alcaline de l’eau, électrolyse à membrane échangeuse de protons (PEM) et électrolyse à oxyde solide (SOEC), qui fonctionnent à des températures plus élevées. L’électrolyse alcaline de l’eau est la plus performante et la plus éprouvée, tandis que la PEM offre une réactivité supérieure, ce qui la rend particulièrement adaptée aux énergies renouvelables variables. L’hydrogène produit est parfois converti sous une autre forme chimique (gaz haute pression, hydrogène liquide ou ammoniac) pour le stockage et le transport.

En matière de reconversion, outre la production d’électricité à l’aide de piles à combustible à membrane échangeuse de protons (PEMFC) ou à oxyde solide (SOFC), la production d’électricité à l’aide de turbines à gaz alimentées à l’hydrogène est également envisagée pour les applications à grande échelle. Le rendement global combinant électrolyse et reconversion se situe autour de 48 % pour une configuration simple (environ 80 % de rendement d’électrolyse × environ 60 % de rendement de la pile à combustible), et les valeurs rapportées dans la littérature pour les systèmes complets varient. Le rendement se situe généralement entre 28 % et 52 %. Certaines études font état de chiffres avoisinant les 60 % pour les électrolyseurs plus performants associés à des systèmes à oxyde solide, et même supérieurs à 80 % pour les futurs systèmes à haut rendement. Cependant, en l'état actuel des choses, la configuration courante présente un rendement global inférieur à celui des centrales hydroélectriques à pompage-turbinage.

Au Japon, le site de recherche sur l'énergie hydrogène de Fukushima (FH2R), inauguré en mars 2020 à Namie, dans la préfecture de Fukushima, constitue un site de démonstration de premier plan. Il associe une centrale solaire de 20 MW à ce qui est présenté comme l'une des plus grandes unités d'électrolyse de l'eau alcaline au monde, d'une puissance de 10 MW (6 MW de puissance nominale et 10 MW de consommation maximale). Cette unité est capable de produire 1 200 Nm³ d'hydrogène par heure en fonctionnement nominal. Cette quantité serait suffisante pour alimenter environ 560 véhicules à pile à combustible (VPC). Le site sert de plateforme de démonstration pour la validation de l'ensemble de la chaîne technologique de conversion de l'énergie renouvelable excédentaire. en hydrogène, puis le stocke et l'utilise.

Figure 2 — L'hydrogène stocke l'électricité en la convertissant sous forme moléculaire. En raison des pertes lors de l'électrolyse et de la reconversion, le rendement global est inférieur à celui des centrales hydroélectriques à pompage-turbinage. Cependant, la séparation du fluide de stockage et des équipements de production convient au stockage à grande échelle et à long terme.

4. Comparaison des deux technologies

Réponse : de quelques secondes à quelques minutes (plus rapide avec les unités à vitesse variable). Dépend des caractéristiques de démarrage de l’électrolyseur/pile à combustible.

Maturité technologique : mature (plusieurs décennies d’expérience d’exploitation commerciale). Phase de démonstration et de mise à l’échelle.

Utilisations secondaires : fonctionnement synchrone du condenseur, redémarrage autonome. Polyvalence : hydrogène industriel et carburant pour le transport.

En termes d’efficacité pure, le pompage-turbinage l’emporte, mais cet avantage est conditionnel : il dépend de la présence d’un terrain approprié. L’hydrogène, quant à lui, sacrifie l’efficacité au profit de la possibilité d’être déployé sur des terrains plats ou dans des zones dotées d’infrastructures existantes, et de sa polyvalence qui lui permet de trouver des applications autres que l’électricité (matières premières industrielles, véhicules à pile à combustible, futurs carburants). Plutôt que de les considérer comme des technologies remplaçant l’une l’autre, il est plus réaliste de les envisager comme se partageant les rôles en fonction du terrain, de la demande et des infrastructures existantes.

5. Perspective du réseau

Du point de vue de l'exploitation du réseau, ni le pompage-turbinage ni le stockage d'hydrogène ne sont des « centrales électriques » à proprement parler ; ce sont des « dispositifs de régulation temporelle ». Les réponses à l'échelle de la seconde à la minute, comme la régulation de fréquence, sont mieux gérées par les batteries ou le pompage-turbinage à vitesse variable, grâce à leur rapidité de réponse supérieure. La régulation d'énergie à l'échelle de l'heure à la journée est quant à elle mieux assurée par le pompage-turbinage, qui offre un meilleur rendement global. Enfin, pour les variations de longue durée que les batteries ou le pompage-turbinage ne peuvent à eux seuls compenser (plusieurs jours consécutifs de mauvais temps ou un déséquilibre saisonnier entre l'offre et la demande), le stockage moléculaire, comme celui de l'hydrogène, devient une solution envisageable.

Dans des marchés tels que le marché de l'équilibrage, différentes catégories de produits de régulation de puissance sont définies pour chaque temps de réponse cible. L'adéquation entre l'échelle de temps idéale d'une technologie de stockage et la conception du produit sur le marché est essentielle pour optimiser son utilisation. Les détails de ce système de marché sont présentés dans le Guide d'introduction aux centrales électriques virtuelles (VPP) et le Guide d'introduction à l'inertie du réseau et à la régulation de fréquence.

Résumé : Compromis entre efficacité et implantation

Le pompage-turbinage, grâce à sa technologie éprouvée et à son rendement global élevé, a permis le transfert d'énergie sur des échelles de temps allant de quelques heures à quelques jours. L'hydrogène, bien qu'il sacrifie l'efficacité, offre la possibilité de découpler le système de stockage des équipements de production, permettant ainsi un stockage à long terme et à grande échelle, inaccessible au pompage-turbinage, et des applications autres que la production d'électricité.

Lors de l'évaluation d'un projet de stockage à grande échelle, il convient de vérifier les points suivants :

1. Quelle est l'échelle de temps visée : quelques heures, quelques jours ou plusieurs saisons ?

2. Comment le rendement global se compare-t-il à celui du pompage-turbinage ? 3. Dans quelle mesure la conception dépend-elle des conditions d'implantation (terrain, nature du sol, infrastructures existantes) ?

3. Peut-elle être utilisée à d'autres fins que la production d'électricité (usage industriel, utilisation comme carburant) ?

En gardant ces quatre points à l'esprit, vous pouvez considérer le pompage-turbinage et le stockage d'hydrogène non pas comme une rivalité entre technologies anciennes et nouvelles, mais comme des technologies complémentaires adaptées à des échelles de temps différentes.

Références

• [États-Unis] Agence d'information sur l'énergie — Les batteries à grande échelle et le stockage par pompage restituent environ 80 % de l'électricité qu'ils stockent

• NREL — Centrales hydroélectriques à stockage par pompage, données technologiques annuelles de référence

• TEPCO Renewable Power — Centrales hydroélectriques représentatives (Centrale de Kannagawa)

• Toshiba Energy Systems & Solutions — Site de recherche sur l'énergie hydrogène de Fukushima (FH2R)

• NEDO — Documents sur le site de recherche sur l'énergie hydrogène de Fukushima

• Agence pour les ressources naturelles et l'énergie — Politique en matière d'hydrogène

• AIE — Hydrogène

• Association internationale de l'hydroélectricité — Stockage par pompage )