La chaleur, nouveau vecteur de stockage de l’électricité renouvelable et de flexibilité sur le réseau

En matière de flexibilités du réseau électrique, on pense en tout premier lieu aux batteries. Pourtant, d’autres solutions émergent pour valoriser les surplus d’électricité renouvelable, via la chaleur. C’est la thématique explorée lors de la conférence Flexinergie, organisée par le Syndicat des énergies renouvelables (SER) le 10 mars à Lyon.

C’est le créneau sur lequel s’est créée en 2021 la société Storabelle à Belfort. L’entreprise propose de reconvertir d’anciennes centrales à charbon en sites de stockage thermique. Lorsque l’électricité est abondante et que les prix deviennent très bas, elle est utilisée pour chauffer des sels fondus entre 200 et 600 °C. « Contrairement aux batteries chimiques, les faibles pertes thermiques permettent de stocker l’énergie sur plusieurs jours », souligne son cofondateur, Pierre-Jérôme Desmarquest.

Valoriser l’électricité excédentaire en chaleur industrielle

L’énergie peut ensuite être restituée au réseau lors des pics de demande, ou valorisée directement sous forme de chaleur industrielle (vapeur, procédés) pour des secteurs comme la chimie ou la sidérurgie. Venant remplacer la chaleur produite par les chaudières fonctionnant aux fossiles, elle a l’avantage d’être décarbonée.

Cette approche répond notamment au problème de l’écrêtement. « J’ai l’exemple d’une centrale solaire au Brésil, produisant 1,2 TWh par an et qui perd aujourd’hui la moitié de sa production en raison de l’écrêtement », poursuit Pierre-Jérôme Desmarquest. Située à proximité d’industries, elle peut convertir ces surplus en vapeur. Avec un coût de chaleur entre 40 et 50 €/MWh, ces solutions sont désormais compétitives par rapport au gaz, surtout depuis la crise énergétique de 2022.

Si le modèle séduit à l’international, où les prix négatifs sont fréquents, il reste plus difficile à déployer en France. Le complément de rémunération limite en effet les pertes des producteurs, réduisant l’intérêt de valoriser les excédents. Toutefois, les développeurs et industriels savent qu’ils doivent trouver rapidement des solutions à la valorisation des surplus d’électricité renouvelable, en dehors de tout soutien public.

Le stockage adiabatique pour le réseau

C’est dans ce contexte que l’organisme public français de recherche et d’innovation spécialisé dans la transition énergétique IFPEN travaille de son côté sur des technologies de stockage d’énergie par air comprimé. L’électricité excédentaire sert à comprimer de l’air, qui est ensuite détendu pour produire de l’électricité. L’air comprimé est stocké dans des cavités salines dans le sol. Il existe une centaine de cavités salines en Europe.

« Lors de la compression, la température peut atteindre des niveaux très élevés, jusqu’à environ 600 °C, ce qui pose un défi technique important », décrit Yannick Peysson, Responsable de programme Stockage & gestion de l’énergie à l’IFPEN. Dans les systèmes classiques dits diabatiques, cette chaleur est perdue, réduisant le rendement à 40–55 %. Les technologies adiabatiques (A-CAES) intègrent un stockage thermique (TES) permettant de reconvertir cette chaleur en électricité et d’atteindre des rendements de 60 à 70 %.

Plusieurs projets illustrent ces avancées. Au Canada, Hydrostor a mis en service à Goderich la première installation commerciale A-CAES, d’une puissance de 2 MW. Mais ce sont les projets chinois, comme Huai’an (600 MW / 2,4 GWh), qui dominent le marché, démontrant le passage à des systèmes adiabatiques à grande échelle. Ces systèmes, qui intègrent stockage thermique et cavités salines, offrent des services au réseau, comme l’écrêtement des pointes ou la régulation de fréquence, tout en apportant de l’inertie sur le réseau. « Le couplage puissance et énergie est intéressant, et au-delà de quatre heures, le coût devient très compétitif par rapport au stockage chimique, tout en n’utilisant pas de matériaux critiques », poursuit Yannick Peysson.

Enfin, en France, la start-up Stolect, soutenue par l’IFPEN et la SNCF, développe une technologie similaire de stockage thermique, entre quatre et 24 heures. L’électricité est convertie en chaleur via un circuit fermé d’air, puis stockée dans des matériaux comme des roches basaltiques ou des céramiques recyclées. Un démonstrateur est attendu cette année.

Hydrogène et cavités salines : un stockage intersaisonnier prometteur

L’IFPEN planche également sur les cavités salines, actuellement utilisées pour stocker du méthane, et qui pourraient être adaptées pour stocker de l’hydrogène. Le stockage d’hydrogène en cavités salines apparaît aujourd’hui comme une solution clé pour accompagner le développement d’un hydrogène décarboné à grande échelle. Des acteurs comme Storengy, filiale de Engie, explorent cette voie à travers plusieurs démonstrateurs, notamment en Europe avec des projets tels que HyPSTER ou SaltHy. En France, le site de Manosque, historiquement dédié au stockage d’hydrocarbures, est aujourd’hui étudié pour accueillir de l’hydrogène.

Ces infrastructures offrent des capacités de stockage très importantes, de l’ordre du GWh au TWh, mais leur usage reste pour l’instant principalement intersaisonnier. « L’enjeu majeur réside désormais dans la capacité à exploiter cette flexibilité à des échelles de temps plus courtes, notamment avec des cycles journaliers. Cela suppose de lever des verrous scientifiques liés à la cinétique des flux et aux phénomènes thermodynamiques dans les cavités », relève Yannick Peysson. Comme avec les batteries, l’empilement des revenus sera nécessaire pour que ces projets soient rentables.

La géothermie profonde pour effacer les pointes

Enfin, les intervenants de la conférence se sont penchés sur la géothermie profonde et ses atouts pour le réseau. La géothermie permet en effet de stocker la chaleur d’été pour l’hiver dans des volumes très importants via des aquifères profonds. « L’Ile-de-France compte une soixantaine de réseaux de géothermie profonde avec une densité importante, commente Nicolas Monneyron, vice-président de la commission Géothermies au SER. Grâce à des systèmes tarifaires, il est possible de réaliser des effacements : lorsque le réseau est chargé en température, on peut couper les pompes à chaleur et effacer 2 à 4 GW de pointe ». Cette approche est appliquée depuis trois ans, avec une centralisation du pilotage entre copropriétés et industriels.

Le campus de Engie à La Défense constitue un exemple concret de stockage thermique par aquifère (ATES) appliqué à l’échelle d’un site tertiaire. Le système repose sur un aquifère peu profond exploité via plusieurs puits d’injection et de production, permettant de stocker alternativement du chaud et du froid selon les saisons. Cette réversibilité saisonnière permet de valoriser les excédents thermiques estivaux pour les besoins hivernaux, et inversement pour le rafraîchissement. Avec des rendements de l’ordre de 60 à 80 %, cette technologie offre une solution efficace pour réduire la consommation énergétique et lisser les besoins, tout en contribuant à la décarbonation des usages thermiques dans les bâtiments.

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