STEP géante

Stocker de l’énergie en mer en exploitant des dénivelés de plusieurs milliers de mètres, permet de diviser par dix les coûts du stockage d’électricité pour les clients situés à proximité des zones maritimes (< 500 km), par rapport à des solutions conventionnelles (batteries, STEP conventionnelles).

Pour les zones éloignées de la mer (Centre des Etats Unis, Asie centrale, etc) ou loin des profondeurs océaniques (Europe de l’Est, Scandinavie, Nord de la Chine), il existe une autre solution permettant de diviser le coût de stockage par deux (ou par cinq selon les hypothèses):

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Une technologie éprouvée

Le principe du stockage d’énergie par pompage turbinage, est connu. Pomper de l’eau d’un réservoir aval vers un réservoir amont en utilisant le surplus d’électricité produit par des éoliennes lorsqu’il y a du vent et « turbiner » de l’eau du réservoir amont vers le réservoir aval pour servir les clients lorsqu’il n’y a pas de vent.

 

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Deux problèmes complémentaires :  La rareté des sites éligibles et le coût d’investissement.

Pour maximiser la quantité d’énergie stockée par mètre cube d’eau, le réservoir haut doit être situé à une altitude très différente du réservoir bas et pour minimiser le coût du tunnel aqueduc, ou des conduites forcées, ces deux réservoirs doivent être peu éloignés l’un de l’autre. Ces deux conditions simultanées imposent d’implanter les STEP dans des zones montagneuses, offrant des pentes importantes. A cela s’ajoute le besoin de minimiser le coût des réservoirs et donc de les implanter dans des zones plates, car pour une surface donnée, le coût d’un réservoir augmente exponentiellement avec la hauteur des barrages qui le constituent. Or dans les zones montagneuses, les zones plates sont rares et/ou peu étendues. Le réservoir haut est souvent le plus « limitant » car il est généralement situé au sommet d’une crête ou d’une colline. Le réservoir aval est souvent situé au fond d’une vallée, avec un coût généralement plus faible car le barrage qui le constitue est moins volumineux.

 

Pour résoudre simultanément ces deux problèmes, nous proposons de creuser deux réservoirs de grandes dimensions sur un terrain plat et de bénéficier d’un phénomène d’économie d’échelle. Le réservoir aval est constitué d’un puit deux fois plus profond que le réservoir amont.

Afin de garantir la stabilité des parois, les deux puits doivent être creusés en respectant une pente qui ne doit pas dépasser un seuil imposé par la nature de la roche. Il s’agit de creuser des fosses comparables à celles des mines à ciel ouvert.

Pour de petites dimensions, un tel dispositif est très couteux car le dénivelé moyen est faible, en effet il correspond à la moitié de la profondeur du plus grand puit.

Pour de grandes dimensions, le coût d’investissement de la STEP augmente moins vite que la capacité stockable. Il y a un effet d’économie d’échelle. En effet, avec une pente constante (45°) et un coût d’excavation constant (hypothèse 25 €/m3), doubler les dimensions de la STEP conduit à multiplier par huit le volume d’eau stockable (et le coût d’excavation) tout en multipliant par seize la quantité d’énergie stockable, puisque cette dernière est proportionnelle au volume d’eau stocké (x8) ET au dénivelé moyen (x2).

La question n’est donc plus « combien trop cher » est une station de pompage en zone plate, mais « combien grand » pour être économiquement viable.

  

Une taille raisonnable.

Pour réduire les risques en cas de panne ou d’accident et pour réduire le coût du transport d’électricité, la production d’électricité ne doit pas être concentrées sur un nombre trop faible de sites.

Dans un pays comme la France, la majorité de l’électricité est produite par 58 réacteurs nucléaires répartis sur moins de 20 sites, dont la moitié sont constitués d’au moins 4 réacteurs d’au moins 1 GW chacun. En Belgique, la majorité de l’électricité est produite par des réacteurs nucléaires répartis sur seulement 2 sites. De nombreuses centrales électriques dans le monde (nucléaire, charbon ou hydraulique) produisent plus de 5 GW sur un seul site. En Chine, la centrale hydro électrique des « trois gorges » totalise à elle seule 22 GW.

Une puissance unitaire de 4 GW pour un site de stockage est donc raisonnable.

Pour accompagner le développement de mixes énergétiques majoritairement constitués d’éoliennes et de panneaux solaires, le ratio entre l’énergie stockable (kWh) et la puissance de stockage (kW) doit idéalement être compris entre 6h et 24h. Nous retiendrons 12 heures, ce qui correspondrait à une capacité de stockage de 4×12= 48 GWh, soit près de 50 GWh.

 Un encombrement surfacique très faible

Pour stocker 50 GWh, une surface de 500 ha suffirait, soit 2×40 ha de zone inondée, 120 ha de zone en pente (45°) et 300 ha de terril (20°). La zone inondée aurait donc la taille d’une exploitation agricole. Deux sites de cette taille suffiraient dans un pays comme la Belgique. Dans un pays comme la France, un seul site de cette taille répondrait à la consommation de 3 départements.

A titre de comparaison, les réservoirs de la centrale de pompage / turbinage de Coo en Belgique occupe une surface de 100 ha pour une capacité de stockage 15 fois plus faible.

Un autre avantage (et non des moindre) : Contrairement à un projet hydro électrique conventionnel (« grand hydro » ou « hydro au fil de l’eau »), les STEP géantes peuvent être implantées ailleurs que le long d’un cours d’eau et ainsi, à surface inondée égale, l’impact sur l’écosystème s’en trouverait considérablement réduit. A terme, toutes les installations hydro électriques conventionnelles pourraient être déconstruites puisque la flexibilité qu’elles offrent au réseau serait concurrencée par celle des STEP géantes.

 

Un investissement relativement faible.

Pour stocker 50 GWh d’énergie avec une STEP creusée sur terrain plat, avec une pente de 45° (une hypothèse prudente), il faudrait que le plus grand puit ait une profondeur de 720 mètres.

450 millions de m3 de déblais devraient être excavés pour stocker 50 millions de m3 d’eau. Le dénivelé moyen entre les deux volumes de stockage serait de 360 mètres.

Energie potentielle = M x G x H = 180 000 GJ = 50 GWh

Avec un coût unitaire d’excavation moyen de 25 €/m3 (une hypothèse correspondant à une valeur prudente y compris pour des fosses de grandes dimensions pour lesquelles le coût de transport des déblais est plus élevé du fait du dénivelé et de la distance à parcourir), le coût de creusement des deux puits serait de 11 milliards d’€.

A cela, il faut ajouter le coût du tunnel aqueduc, des pompes et des turbines. Ce coût varie d’un site à l’autre, il dépend notamment de la pente entre les 2 réservoirs. Plus cette pente est faible, plus la longueur (et le coût) du tunnel augmente pour un dénivelé donné. Le coût augmente de façon exponentielle car les pertes de charge augmentent également avec la longueur du tunnel, or pour limiter ces pertes d’énergie, il convient également d’augmenter la largeur du tunnel.

A titre d’exemple, le projet d’extension de la STEP de Coo en Belgique est de 600 M€ pour 600 MW de tunnel/turbine/pompe supplémentaires, soit 1000 €/kW, sachant que ces coûts comprennent également une extension de capacité de réservoir de 5 Mm3 et que la pente entre les deux réservoirs est peu avantageuse :  275m/1200m soit 13°.  Une STEP sur terrain plat dont la pente des puits serait de 45° aurait une pente de tunnel aqueduc d’une vingtaine de degrés.

Nous retiendrons une valeur très prudente de 1000 €/kW

Le coût total serait donc de 15 Mds, soit 11 Mds pour creuser 50 GWh de réservoirs (230 €/kWh) + 4 Mds pour 4 GW de tunnel/pompe/turbine.

Il s’agit d’un investissement près de deux fois inférieur à celui d’une centrale nucléaire de même puissance, et un coût unitaire total (300 €/kWh) inférieur à celui d’une batterie.

 

Une durée de vie illimitée

Un trou géant ne s’use pas, un aqueduc non plus. Le deuxième plus long aqueduc souterrain du monde (Le Qanat de Zarch: 70 km) a été creusé à la main il y a plusieurs siècles en Iran, il est toujours opérationnel. Des stations de pompage de 50 GWh auraient donc une durée de vie illimitée et des coûts d’opération et de maintenance très faibles, concentrés principalement sur les pompes et les turbines. La probabilité que de tels systèmes de stockage soient déclassés par des technologies moins chères est proche de zéro. En effet, même si une technologie permettait de fabriquer des batteries pour un coût inférieur à 300 €/kWh, leur durée de vie est limitée. Une STEP géante, une fois en opération et « amortie », sera toujours utilisable pour un coût d’opération et de maintenance imbattable. Par ailleurs si une technologie permettait de réduire le coût d’exploitation minière afin de réduire le coût des matériaux qui constituent les batteries, cette technologie permettrait également de réduire le coût d’excavation des STEP géantes.

 

Des mixes énergétiques majoritairement renouvelables et économiquement rentables. Le coût de production d’électricité renouvelable (éolien et solaire) est devenu très compétitif (coût d’investissement, durée de vie, coût d’opération des panneaux solaires et des éoliennes); le principal frein à leur développement massif est leur caractère intermittent et le coût des solutions de stockage conventionnelles. La plupart des scénarios de mixes énergétiques renouvelables (photovoltaïque, éolien onshore) combinés à des STEP géantes montrent un coût total (coût actualisé) inférieur aux mixes conventionnels (nucléaire, charbon, gaz).

 

Indépendance énergétique et résilience

Contrairement à des centrales électriques conventionnelles (nucléaire, charbon, gaz) ou à des barrages hydro électriques, les STEP géantes sont indestructibles. La plupart des centrales nucléaires existantes sont prévues pour résister à la chute d’un avion de chasse, mais pas à celle d’un avion de ligne, et encore moins à une attaque ciblée (bombardements en cas de guerre par exemple). Au XXI ème siècle, certains pays en proie à la guerre disposent de centrales nucléaires. C’est le cas de l’Ukraine par exemple.

Les parcs solaires et éoliens qui seraient associés à de telles STEP seraient également très résilients en cas de guerre ou d’accident. En effet la destruction simultanée d’un ensemble de 10 000 éoliennes ou de plusieurs centaines de parcs solaires est improbable, même dans le pire scénario (carpet bombing, etc.)

Un autre avantage évident est la non dépendance à d’autres pays concernant les approvisionnements en énergie. Qu’il s’agisse de pétrole, de gaz, ou d’uranium, la quasi-totalité de l’énergie consommée en France est importée et pèse non seulement sur la balance commerciale mais met également le pays dans une situation géostratégique risquée et peu avantageuse.

 

Conclusion : une solution économique, massifiable et simple

Economique

Les hypothèses présentées ici sont très prudentes. Des études au cas par cas devraient être conduites par des experts afin de déterminer les sites les plus avantageux et le dimensionnement idéal. Voici les principaux critères permettant de réduire d’avantage les coûts par rapport à ceux de l’analyse générique présentée ci-dessus :

1)      Exploiter d’avantage le phénomène d’économie d’échelle et construire des STEP géantes de plus de 100 GWh. Cela correspondrait à une concentration de puissance de 8 GW. Plusieurs centrales électriques dans le monde ont une puissance équivalente. Les principaux inconvénients liés à une trop forte concentration de la capacité sont le coût du transport d’électricité jusqu’au consommateur (sur de plus longue distance) et le risque en cas de panne ou d’accident. Concernant le transport, l’inconvénient n’apparait pas lorsque les consommateurs sont également concentrés. En effet, une ville de 10 millions d’habitants par exemple, pourrait être approvisionnée par une centrale de 8 GW ou 2 centrales de 4GW que cela ne changerait pas le coût de transport. En revanche s’il fallait dispatcher 8 GW à partir d’une seule centrale vers 10 petites villes réparties sur un grand territoire, il serait plus avantageux de couper le territoire en deux parties et d’implanter 1 centrale de 4GW dans chaque zone. Concernant le risque de panne, il se retrouve principalement sur les turbines et les pompes, or il est possible d’utiliser un nombre plus important de turbines/pompes de plus petite puissance unitaire et ainsi diluer l’impact du risque sans pour autant augmenter le coût global.

2)      Excaver la roche pour un coût inférieur à 25 €/m3. Ce coût est principalement lié à la nature de la roche, il suffit de choisir une zone géologique plus avantageuse. Notre étude bibliographique n’a pas trouvé de mines existantes de grande dimension dont le coût était supérieur à cette valeur. Cette hypothèse comprend tous les coûts y compris les coûts d’installation (souvent élevés pour les mines éloignées des zones habitées) et le coût de transport des déblais sur une distance importante et sur un dénivelé important.

3)      Excaver des fosses avec une pente plus raide que 45°, afin d’exploiter plus vite le phénomène d’économie d’échelle. Même remarque que ci-dessus (géologie), notre hypothèse présentée ici est prudente vis-à-vis de la plupart des mines à ciel ouvert existante. Il s’agit pourtant bien de la pente moyenne totale comprenant aussi les niveaux permettant la circulation des engins.

4)      Un coût « puissance » (tunnel, pompe, turbine) plus avantageux que 1000 €/kW. Voir remarque dans le paragraphe. Dans la plupart des cas de figure, ce coût pourrait être plus proche de 600 €/kW.

5)      Creuser un réservoir amont de même volume mais plus étalé en surface. Cela permettrait, pour un investissement égal, d’augmenter le dénivelé moyen entre les deux réservoirs et donc d’augmenter la capacité de stockage. Dans les zones rurales, le coût du foncier est très faible en comparaison des économies qui peuvent ainsi être réalisées. N’oublions pas qu’il s’agit d’inonder une surface de 80 ha soit la taille d’une exploitation agricole de taille moyenne alors que de telles stations de pompage représenteraient un coût de plus de 10 milliards d’euros ; ainsi, même si le doublement de la surface ne permettait d’augmenter la capacité que de 20%, cela représenterait une économie de 2 milliards d’€ pour 40 ha, soit 5 000 € /m2 ou encore 50 millions d’€ par hectare (l’équivalent d’une prairie carrée de 100 mètres de côté).

6)      Utiliser les déblais du réservoir aval pour constituer un réservoir amont avec des barrages poids en remblais. Cela permettrait de réduire le coût du réservoir amont.

7)      Utiliser la mer comme réservoir amont afin de réduire le volume total à excaver tout en augmentant le dénivelé moyen entre les réservoirs et donc la capacité de stockage.

8)      Les points 5, 6 et 7 permettraient aussi d’augmenter la capacité utile (volume d’eau) des réservoirs avals et donc d’augmenter la capacité totale de stockage d’énergie.

9)      Le point 7 nous montre que si la politique énergétique de la Belgique n’était pas gérée au niveau fédéral, la Flandre aurait un avantage d’environ 3 milliards d’€ sur la Wallonie.

 

Massifiable : Contrairement aux STEP conventionnelles, cette technique pourrait être mise en œuvre sur des terrains plats. Autre avantage, les surfaces nécessaires sont négligeables (pour 50 GWh, 3 km2, soit 40 ha de zone inondée + 120 ha de zone en pente + 200 ha de terrils) ; 2 stations de ce type suffiraient dans un pays comme la Belgique, soit 6 km2, soit 5000 fois moins que la surface du pays. Lorsqu’on sait que la Belgique est couverte de 7000 ha de champs de Colza (dont la moitié sert de biocarburants) ou encore que 10% de sa surface est couverte de forêts industrielles d’épicéa (culture industrielle … monoclonale) introduit artificiellement comme « bois de mine » pendant la révolution industrielle.

 

Simple : Les STEP géantes ne génèrent aucun challenge technique particulier. La totalité des techniques à mettre en œuvre sont maîtrisées depuis plus d’un siècle.

o   Il existe plusieurs mines à ciel ouvert dans le monde, ayant un volume et une profondeur supérieurs à ceux nécessaires pour creuser des STEP de 50 GWh. La plus grande est la mine de Bingham aux Etats Unis qui totalise un volume d’excavation 6 fois supérieur (profondeur 1km, longueur 4 km).

o   Le temps nécessaire pour creuser de telles fosses est réaliste, 10 à 20 ans selon les estimations. Plusieurs mines de grandes dimensions (> 500 m de profondeur) ont été creusées en moins de dix ans, notamment en Australie. Par ailleurs, le temps de creusement est proportionnel à la profondeur et non au volume exploité.

o   Des STEP exploitant des dénivelés de plus de 500 mètres existent déjà. Par exemple la STEP du barrage de la Grande Dixence (entre la Suisse et la France) exploite 900 mètres de dénivelés.

o   Vu les volumes d’eau en jeu, en comparaison des surfaces d’évaporation et de contact avec la roche, les phénomènes d’évaporation et d’infiltration peuvent être totalement négligés. Il est utile de rappeler que le remplissage initial de telles STEP ne devrait poser aucun problème car il se fait de façon automatique. Généralement, l’exploitation de mines génère des coûts du pompage (permanent) de l’eau pendant les opérations d’exploitation. Ce coût énergétique est négligeable en comparaison des débits énergétiques de fonctionnement de la STEP (4 GW). Ils impacteraient moins d’un millième l’efficacité énergétique totale du dispositif.