STEP QATTARA

 

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Un projet hydroélectrique ancien … 

Dans le Nord de l’Egypte, à 80 kilomètres de la côte méditerranéenne, une surface désertique de 20 000 kilomètres carrés est située sous le niveau de la mer.

Dans les années 60, les autorités égyptiennes ont étudié la possibilité de creuser un tunnel ou un canal pour relier la mer à cette zone désertique et l’inonder pour produire de l’électricité avec une centrale hydro électrique.

Compte tenu de sa surface et du niveau d’insolation, le débit d’évaporation avait été estimé à 400 mètres cubes par seconde. Des tunnels ou des canaux suffisamment larges auraient permis d’apporter un débit d’eau supérieur et ainsi de remplir progressivement cette ancienne mer intérieure. Une fois remplie, un débit de 400 m3/seconde aurait alors pu être assuré dans la durée et ainsi produire environ 300 MW d’électricité.

Les coûts, liés au percement de tunnels, étaient trop importants pour produire une si faible quantité d’électricité, le projet a été abandonné.

 

…remis au gout du jour avec les nouveaux besoins de stockage d’énergie liés au développement des fermes solaires.

La chute des coûts de fabrication des panneaux photovoltaïques a rendu cette source d’énergie compétitive dans les pays ensoleillés, comme l’Egypte. Le seul frein au développement massif de cette énergie renouvelable dans la région, est le coût du stockage d’énergie (batteries, stations de pompage turbinage conventionnelles).

La dépression de Qattara possède un atout particulier : elle peut être séparée en deux réservoirs de taille à peu près égale, au niveau d’un goulot d’étranglement topographique. Un barrage peut y être construit pour un coût relativement faible.

Le creusement de tunnels aqueducs pour remplir la dépression d’eau de mer, permettrait alors, non plus de produire 300 MW mais de stocker 2000 GWh. Le projet de production d’électricité peut alors se transformer en projet de stockage d’énergie et le coût de remplissage de la dépression devient alors tout à fait réaliste.

 

Une performance économique exceptionnelle, malgré des hypothèses prudentes et facile à vérifier

La capacité de stockage est directement liée au volume d’eau stockable dans chacun des réservoirs et au dénivelé moyen qu’un barrage de 25 à 50 mètres de haut permettrait de générer. Une estimation fine nécessiterait des relevés topographiques précis, mais une analyse sommaire permet d’évaluer la capacité de stockage de 2000 à 3000 GWh. Nous retiendrons 2000 GWh comme étant une valeur prudente.

 

Le volume de remblais nécessaire par mètre linéaire de barrage dépend de la pente du remblais (et donc des matériaux) et de la hauteur du barrage. Une estimation plus fine nécessiterait des relevés topographiques précis et une étude de génie civil, néanmoins, une évaluation sommaire permet d’évaluer le volume nécessaire de 40 à 70 millions de mètres cubes. Nous retiendrons 70 millions de mètres cubes comme valeur prudente.

Le coût du barrage (sans les pompes et les turbines) a été évalué à 30 €/m3 ce qui correspond à une valeur plutôt prudente si l’on compare à des ouvrages similaires. Le coût total est ainsi estimé à 2 milliards d’€.

Pour remplir la dépression en 10 ans, il conviendrait d’apporter un débit net de 800 m3/sec, soit 1200 m3/s si l’on corrige les pertes liées l’évaporation (400 m3/sec). Pour assurer un tel débit avec une pente de 1/2000, 5 tunnels de 11 m de diamètre (équivalent à un gros tunnel ferroviaire) devraient être creusés sur une longueur de 80 kilomètres. Nous avons extrapolé les caractéristiques du tunnel aqueduc d’Orange en Afrique du Sud (75 km, pente équivalente, section 22 m2, débit 54 m3/s). Le coût unitaire d’excavation d’un tunnel dépend de nombreux facteurs nous avons retenu une hypothèse plutôt prudente de 250 €/m3, conduisant à un coût total de 10 Milliards d’euros.

Si l’Egypte se dotait d’un mix électrique 100 % solaire, pour gérer la saisonnalité de l’intermittence de cette source d’énergie renouvelable, elle devrait accepter de dimensionner sa capacité de production solaire au facteur de charge hivernal (c’est-à-dire 16%) et accepter de perdre l’énergie produite en excès le reste de l’année. La fluctuation intra journalière pourrait alors être prise en charge par la station de pompage/turbinage de Qattara. Dans ce cas de figure, et pour une consommation annuelle de 120 TWh/an, l’Egypte produirait un excès d’électricité de 47 TWh. Elle consommerait en moyenne 13 GW avec un pic de consommation journalier de 20 GW. Durant la période la plus défavorable (l’hiver), pendant laquelle les jours sont les plus cours, elle devrait servir le consommateur avec de l’énergie hydraulique accumulée pendant une journée hivernale (donc courte), soit un peu moins de 200 GWh, c’est-à-dire environ 10% de la capacité offerte par Qattara.

Le coût des pompes et turbines peut être évalué 6 Milliards d’€ pour 20 GW (300 €/kW)

Tunnels                                10 Mds €

Barrage                                  2 Mds €

Pompes / turbines :         6 Mds €

Coût total :                         18 Mds €

 

18 000 000 000 €/ 200 000 000 kWh = 90 €/kWh de capacité

Un scénario plus probable consiste à considérer que la consommation de l’Egypte aura augmenté d’ici 15 ans, par exemple de 50%, et que le besoin de consommation en période de pic sera maintenu à 20 GW, le solde étant pris en charge par des groupes électrogènes fonctionnant avec un facteur de charge de 2 à 5%. Un tel mixe ne serait que « 95% » renouvelable mais plus avantageux sur le plan économique.

Le coût de la capacité serait alors de 60 €/kWh, soit  5 x moins cher que le système de batterie le plus économique en 2016 et avec une durée de vie 10 fois supérieure. L’écart de performance économique serait donc d’un facteur 20 à 50 (selon le taux d’actualisation utilisé). La probabilité que la STEP de Qattara soit un jour supplantée par une technologie de stockage plus avantageuse tend alors vers zéro.

Un investissement de 18 milliards d’euros est courant dans le monde de l’énergie. Par exemple, une « petite » centrale nucléaire de 2 réacteurs (2×1,6 GW au total) coûte aujourd’hui plus de 20 milliards d’euros.

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Une taille raisonnable adaptée au besoin de stockage

Nous venons de voir qu’en utilisant seulement 10% du potentiel de Qattara, le système serait déjà très rentable.

La capacité « résiduelle » pourrait être utilisée pour stocker le besoin de stockage de l’Egypte avec des scénarios de consommation nettement supérieurs, au-delà de 1000 TWh/an soit le double de la France. Un scénario plus réaliste serait que l’Egypte fasse bénéficier sa capacité de stockage résiduelle aux pays limitrophes, en vendant ou louant de la capacité. Les pays limitrophes pourraient alors produire leur excédant dans la journée et le stocker à Qattra puis le réutiliser pendant la nuit. Des droits de consommation pourraient ainsi être convenus. (x GW/pays, y GWh/jour/pays).

La dépression de Qattara est située à une centaine de kilomètres du Caire et des zones urbanisées attenantes. Le coût du transport d’électricité serait donc faible, et notamment très inférieur au coût de transport d’électricité depuis le barrage d’Assouan, dont la production ne représente plus que 8% de la consommation du pays, le reste étant produite par des centrales à gaz.

 

Une opportunité stratégique vis-à-vis de la dépendance au gaz.

La production de gaz en Egypte baisse et la consommation d’électricité augmente. L’Egypte sera bientôt un importateur net de gaz naturel.

 

Une opportunité stratégique vis-à-vis des pays limitrophes.

L’Egypte pourrait être le premier pays à créer une situation d’interdépendance énergétique (et non de dépendance énergétique). En effet, elle pourrait faire construire des centrales photovoltaïques uniquement dans les pays voisins (au frais de ceux-ci) et échanger des droits de stockage contre un engagement de ceux-ci à livrer un pourcentage de leur électricité solaire.

Les pays producteurs auraient besoin de la capacité de stockage de Qattara et l’Egypte aurait besoin de l’électricité produite dans les pays limitrophes. La position de dépendance alternerait sur des cycles de 12h.

 

Une opportunité stratégique pour les approvisionnements en eau douce.

L’excès d’électricité produit en été pourrait être utilisé pour désaliniser de l’eau de mer et ainsi augmenter l’accès en eau douce du pays. En effet, le potentiel agricole de l’Egypte provient presque exclusivement des apports du Nil, qui débite en moyenne 2000 m3/seconde.

A noter que ce scénario est facultatif vis-à-vis des hypothèses citées ci-dessus. En effet, l’Egypte pourrait dimensionner son parc solaire (ou ses droits vis-à-vis des pays limitrophes) de façon à ne pas produire d’excédant en été et en recourant à des backup thermiques (gaz) pour solder les écarts pendant la saison hivernale.  Son mix électrique serait alors renouvelable à 70%.

 

Une opportunité globale pour ralentir le phénomène de montée des mers.

Le remplissage de la dépression de Qattara contribuera à réduire d’autant le volume d’eau dans les océans. En valeur relative cela ne représente qu’une part infime, mais exprimé hauteur d’eau totale, 1,5 mini mètres correspondent à 6 mois de montée des mers lié au réchauffement climatique. Le projet de Qattara permettrait à l’Egypte de compenser plusieurs fois son impact sur le réchauffement global depuis la révolution industrielle. Elle pourrait tenter de négocier un prêt à taux zéro auprès de la banque mondiale pour financer les tunnels et le barrage.

 

Une rentabilité financière immense, même dans les cas les plus désavantageux :

En 2016, le coût de production d’électricité photovoltaïque dans des zones très ensoleillées est proche de 2 c€/kWh.

Le coût du stockage du projet de STEP de Qattara sur le coût total de production serait inférieur à 1 c€/kWh (Investissement 18 milliards d’€, amortissement 20 ans, taux d’actualisation = 0, consommation = 120 TWh/an)

Le coût total serait de 3 c€/kWh soit deux fois moins cher que le coût actuel.

Ce chiffre peut sembler « utopique » au premier abord, et pourtant toutes nos hypothèses sont prudentes.

 

Voici pourquoi ce coût pourrait être inférieur :

–          La durée d’amortissement pourrait être allongée, en effet un barrage et des tunnels ont une durée de vie nettement supérieurs à 20 ans, compensant largement l’hypothèse d’un taux d’actualisation nul.

–          La capacité « résiduelle » (qui représente 10x la capacité nécessaire) pourrait être vendue ou louée aux régions voisines et ainsi rentabiliser l’investissement plus rapidement.

–          Des hypothèses techniques très prudentes ont été retenues pour estimer les coûts présentés ci-dessus. Des pré études réalisées par différents corps de métier devraient conduire à des estimations de coût bien plus avantageuses :

o   Volume de tunnel < 40 millions de m3 (débit, calculs hydrauliques plus fins)

o   Coût unitaire d’un tunnel < 250 €/m3 (technique creusement et soutènement)

o   Volume du barrage < 70 millions de m3 (étude topographique précise)

o   Coût unitaire d’un barrage poids en remblais < 30 €/m3 (choix du type de barrage)

o   Coût des pompes et turbines < 300 €/kW.

–          Les coûts suivants n’ont pas été pris en compte mais leur poids relatif est très faible notamment en comparaison de l’imprécision des hypothèses (prudentes) citées ci-dessus. Il s’agit du coût des lignes haute tension entre Qattara et les centres de consommation (Caire et alentours), soit +/-100 km. Cette distance est inférieure à celle qui sépare la plupart des centrales électriques de leur point de distribution. L’indemnisation des 300 personnes vivant dans la dépression serait faible en comparaison du montant total d’investissement. Bien que globalement positif, l’impact environnemental d’un tel projet doit également être étudié dans sa totalité, notamment les phénomènes de salinisation des nappes situées à proximité des zones inondées et l’engloutissement d’une zone, certes désertique et impropre à l’agriculture mais peuplée de quelques espèces végétales et animales.