Le débat sur le stockage électrique se concentre souvent sur la batterie. Or le besoin qui émergera d’un système fortement renouvelable n’est pas d’abord un besoin de stockage court terme, mais de stockage de très longue durée et de grande capacité. Sur ce créneau, le réseau de transport de gaz naturel dispose d’un avantage structurel.
75 TWh de surplus à horizon 2050
Notre modélisation au pas horaire, fondée sur les hypothèses du scénario ADEME 2050, 60 GW de solaire, 70 GW d’éolien, 20 GW de nucléaire et une consommation ramenée à environ 380 TWh, fait apparaître des surplus de production de près de 75 TWh par an, soit environ 15 % de la production actuelle du parc français, hors congestions locales.
Ces surplus surviennent pendant 5 000 à 6 000 heures par an. En contrepartie, le système connaît environ 27 TWh de déficit sur 3 000 à 4 000 heures, ce qui signifie que des capacités flexibles resteront nécessaires pour la pointe.
Un besoin de stockage long, pas court
C’est le point décisif de l’analyse. À court terme, l’intermittence appelle du stockage infra-journalier. À long terme, les périodes de surplus s’allongent : plusieurs jours consécutifs, parfois des semaines entières.
Notre caractérisation des périodes de surplus montre qu’environ 80 % du volume provient de périodes de 12 heures consécutives ou plus. Les épisodes de 3 jours à 1 semaine pèsent à eux seuls 26 TWh.
Cette structure disqualifie la plupart des solutions de stockage. Les batteries électrochimiques atteignent au mieux quelques dizaines de MWh. Les STEP plafonnent à une constante de temps de 30 à 40 heures, et le gisement français supplémentaire est limité, environ 4,3 GW pour 80 GWh. Les CAES adiabatiques restaient au stade du développement.
L’hydrogène est, dans ce cadre, la seule filière permettant de stocker de grandes quantités d’énergie sur des durées allant de plusieurs jours à plusieurs mois. Il présente en outre un avantage que ni les STEP ni les CAES n’ont : l’électrolyse ne dépend d’aucune condition géographique particulière, et peut donc être répartie sur le territoire pour traiter aussi les congestions locales.
L’injection réseau, meilleur usage à parité avec le carburant
Trois voies de valorisation étaient envisageables pour cet hydrogène fatal et diffus : le stockage pour un usage matière ou carburant, le stockage pour un retour ultérieur à l’électricité, ou l’injection dans le réseau de gaz naturel.
Notre analyse technico-économique place l’injection réseau au meilleur niveau, à parité avec l’usage carburant. La raison est simple : elle capitalise sur une infrastructure d’acheminement et des capacités de stockage considérables, opérationnelles dès aujourd’hui, et évite donc des investissements coûteux dans du stockage d’hydrogène pur.
Injection et carburant sont d’ailleurs complémentaires plutôt que concurrents. La consommation d’un parc de véhicules est stable, alors que la production d’hydrogène fatal est par nature irrégulière. Le réseau absorbe les pics que la mobilité ne peut pas prendre.
Un ordre de grandeur de deux EPR
Dans le scénario modélisé, l’électrolyse pourrait absorber environ 25 TWh par an de surplus, conduisant à injecter près de 20 TWh d’hydrogène dans le réseau de gaz naturel, soit l’équivalent énergétique de deux EPR et environ 7 % de la consommation du réseau gaz à cette échéance.
Ce chiffrage dépend directement des hypothèses retenues : un scénario moins volontariste sur les renouvelables et l’efficacité énergétique aboutirait à un besoin très réduit, voire nul. Il n’en reste pas moins que plusieurs pays anticipaient déjà ce mouvement, avec l’électrolyseur d’E.ON raccordé au réseau d’Ontras à Falkenhagen et le projet britannique GridGas lancé par ITM Power.
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