Stockage hydraulique : atouts et contraintes

L’équilibre du réseau électrique exige une capacité de stockage que, présentement, seule l’hydroélectricité peut fournir de façon adéquate. Par quelles techniques ? Avec quels avantages et inconvénients ? Selon quelle répartition spatiale en Europe ?


Toutes les technologies de production participent à l’équilibrage du réseau électrique, mais l’hydroélectricité se distingue par des avantages qui tiennent notamment à ses capacités de stockage d’énergie, estimées entre 94 et 99% de toutes celles disponibles à l’échelle mondiale (Lire : Stockage hydraulique et production d’électricité). Cette prééminence s’explique par les nombreux atouts des diverses formes de stockage que ne contrebalancent pas certaines contraintes liées notamment à des impacts environnementaux et sociétaux.

 

1. Les atouts du stockage hydraulique

Ils vont de la maturité de la technologie au caractère massif du stockage en passant par la rapidité des temps de réponse, la réserve de puissance et la capacité de secourir un réseau électrique menacé.

1.1. Technologie mature

Le stockage hydraulique a été utilisé en Suisse dès la constitution des premiers réseaux électriques locaux à la fin du 19ème siècle, pour compenser le décalage temporel existant entre la production hydraulique, relativement constante au cours de la journée, et la consommation, liée au fonctionnement des industries. En France, la première Station de Transfert d’Energie par Pompage (STEP) ou Pumped Storage Plant (PSP) a été mise en service en 1926 au lac de la Girotte[1].

Fig. 1 : Maturité des technologies de stockage d’énergie. - Source : IEA Technology Roadmap Energy Storage 2014

Par la suite, des installations de turbinage-pompage ont été construites pour différentes raisons selon les pays : en France, pour accompagner le développement des centrales nucléaires, alors peu flexibles ; en Norvège, pour réaliser du stockage saisonnier, sous la forme d’un remplissage en été grâce au forts débits issus de la fonte des neiges suivi d’une production en hiver, et plus généralement pour du stockage journalier par remplissage la nuit et production aux heures de pointe de la journée (Lire : Les stations de pompage STEP). En 20I9, le développement du turbinage-pompage est directement lié au contexte de dérégulation du marché et de développement des énergies intermittentes qui exige des moyens de stockage parmi lesquels il est le plus mature (Figure 1).

1.2. Stockage massif

Fig. 2 : Capacité et temps de décharge des différentes technologies de stockage. Source : School of Engineering, RMIT University 2015. - Source : European Commission, Commission staff working document, Energy storage – the role of electricity

 

Parmi les technologies de stockage actuellement disponibles, avec des capacités pouvant atteindre plusieurs GWh, l’hydraulique est le seul moyen à maturité technologique et économique capable de stockage massif. On s’en convainc en comparant la technologie des STEP à celle des aux autres technologies de stockage sous l’angle des capacités et temps de décharge (Figure 2), d’où sa suprématie sur les autres moyens de stockage (Figure 3).

Fig. 3 : Illustration de la suprématie de l'hydraulique comme moyen de stockage ; puissances installées en MW

 

Pour un réseau fortement intégré comme celui de l’Europe, le stockage hydraulique par pompage turbinage, à l’aide de centrales hydroélectriques équipées de grands réservoirs d’eau, représente une capacité de stockage et une production flexible de plusieurs MW à plus milliers de MW. Ces installations, réparties dans toute l’Europe, se distinguent par une grande variété de situations hydriques et de reliefs, la chute exploitable allant de quelques mètres à plusieurs centaines de mètres de dénivelé.

1.3. Stockage massif : l’exemple de de la Norvège

Les trois grandes régions de stockage hydraulique en Europe sont la Norvège et la région scandinave, la région alpine, et, dans une moindre mesure, les Pyrénées.

Fig. 4 : Complexe Ulla-Fore (Bläsjo lake) en Norvège - Source : Statkraft

La Norvège, avec un mix électrique à 96% hydroélectrique produit en moyenne 123 TWh d’électricité par an et dispose d’une capacité de stockage de 85 TWh. Le pompage n’y est pas utilisé sur un cycle journalier ou hebdomadaire mais sous forme d’un pompage saisonnier entre de très grands réservoirs. En outre, la capacité de pompage-turbinage est actuellement limitée par la capacité électrique des pompes et des turbines installées et par la taille du réservoir amont. Etant donné que les réservoirs en Norvège sont très grands, ils sont connectés à d’autres générateurs hydroélectriques classiques. A titre d’exemple, le lac Blåsjø (Blue lake), qui possède à lui seul une capacité de réservoir de 7,8 TWh, est utilisé comme retenue de plusieurs centrales hydroélectriques (Figure 4).

Pour ces raisons, la Norvège pourrait jouer le rôle de batterie de l’Europe. L’incorporation de centrales de turbinage-pompage pourrait également améliorer la qualité de l’énergie fournie, qualité qui a tendance à se dégrader au cours des dernières années. Elle pourrait fournir un back-up important au système électrique du continent européen. Des études préliminaires sur les possibilités d’étendre les capacités de stockage par pompage de la Norvège démontrent qu’il existerait un potentiel de 10 à 20 GW de capacités de stockage par pompage si les réservoirs existants étaient utilisés d’une manière différente. Pour atteindre ce résultat, plusieurs défis devront être affrontés :

  • augmentation de la capacité de transmission entre la Norvège et le continent européen ;
  • acceptation sociale accrue pour de nouvelles lignes de transmission ;
  • adoption de modèles d’affaires pour la gestion des centrales de pompage-turbinage.

1.4. Temps de réponse et flexibilité

Flexible, le stockage hydraulique remplit une variété de rôles dans le renforcement des RES pour des services dont les délais d’opérabilité différent : chaque instant, tous les jours ou d’une saison à l’autre. Ces options de stockage sont non seulement essentielles pour développer les multiples sources d’énergie renouvelables, mais aussi pour assurer la continuité de l’approvisionnement et accroître l’autonomie énergétique. A preuve, la rapidité de démarrage et de prise de charge des centrales hydroélectriques en général et des centrales de pompage-turbinage comparée à celle des centrales thermiques, classique ou nucléaire (Tableau 1).

 

Tableau 1: Flexibilité des différentes technologie de production d’électricité. Source : Eurelectric 2011

 

Alors que les installations des années 1970-80 étaient principalement équipées de groupes pompe-turbine réversibles à vitesse fixe (machines synchrones), les installations actuelles sont souvent équipées de groupes à vitesse variable ou de groupes ternaires, permettant d’améliorer les performances en terme de flexibilité.

Fig. 5 : Exemple de groupe réversible mono étage. - Source : Andritz

Les groupes réversibles sont constitués d’une pompe pouvant fonctionner en turbine et d’un alternateur-moteur réversible (Figure 5). Pour des chutes supérieures à 600 m, il est nécessaire de multiplier le nombre d’étages comme à Super-Bissorte (1187 mètres, 5 étages)  ou à Grand-Maison, (949 mètres, 4 étages).

Ces groupes de sont pas réglables en mode pompe. Pour pouvoir régler la puissance en mode turbine, il est nécessaire de disposer d’un distributeur, ce qui n’est possible que pour des groupes mono-étage et, plus exceptionnellement, pour des groupes bi-étage, comme à Yang-Yang, en Corée du Sud (832 m).

Apparue au Japon, au début des années 1990, avec la centrale de Yasigawa, la technologie des groupes à vitesse variable s’est répandue depuis le début des années 2000[2]. A titre d’exemple, deux des quatre groupes de la centrale de Goldhistal, en Allemagne, sont des groupes dont la vitesse peut varier entre 300 et 346 tr/min ce qui permet d’ajuster la puissance de pompage entre 170 et 300 MW. Cette variation de vitesse permet ainsi de réaliser du réglage de fréquence en pompage. La variation de vitesse permet également d’optimiser la valeur du rendement en turbine aux charges partielles et sous des chutes variables.

En terme de rapidité de réponse, les groupes modernes à vitesse variable peuvent démarrer en 2 minutes et changer de mode en 5 minutes également.

Fig. 6 : Architecture d’un groupe ternaire (avec turbine Pelton) de la centrale Kops II. - Source : Voralberger Illwerke AG

L’autre technologie disponible sur le marché est celle des groupes ternaires, constitués d’une pompe, d’un coupleur hydraulique, d’une turbine et d’un alternateur-moteur (Figure 6). Ils sont généralement plus couteux que les groupes réversibles mais ils présentent l’avantage de concevoir les deux machines hydrauliques, pompe et turbine, de manière optimale, chacune étant parfaitement adaptée à son domaine de fonctionnement, contrairement aux machines réversibles dont la conception hydraulique résulte toujours d’un compromis. Cette architecture permet également de régler la puissance de la turbine quel que soit le domaine de chute.

Fig. 7 : Simulation d'un fonctionnement en régulation de puissance grâce au court-circuit hydraulique. - Source : Voralberger Illwerke AG

Le réglage de puissance, et donc de fréquence, en phase de pompage, est rendu possible par un court-circuit hydraulique (Figure 7). Dans ce mode de fonctionnement, la puissance absorbée sur le réseau, soit la différence entre la puissance nominale de la pompe et la puissance fournie par la turbine, peut être ajustée très précisément entre 0 et 100 %. Ce type de fonctionnement conduit naturellement à une légère perte de rendement.

Le fait qu’il ne soit pas nécessaire de changer le sens de rotation pour changer de mode de fonctionnement permet de réduire le temps de passage d’un mode à l’autre à des valeurs inférieures à la minute. Cette rapidité de réponse des groupes réversibles à vitesse variable et des groupes ternaires en font des instruments incomparables en terme de capacité de régulation de fréquence (en pompage comme en turbinage), de réserve tournante, de régulation de tension (puissance réactive) et de capacité d’intégration des sources d’énergie intermittentes. La puissance d’un groupe ternaire de la centrale Kops II avec plusieurs changements de mode de fonctionnement sur une période de 12 heures (Figure 8) illustre ces caractéristiques.

Fig. 8 : Fonctionnement d’un groupe ternaire de la centrale Kops II avec plusieurs changement de mode de fonctionnement sur une période de 12 heures. - Source : Eurelectric 2015

 

1.5. Réserve de puissance du réseau

Fig. 9 : Reserve market products (Europe) and typical storage technologies - Source: Assessing Storage Value in Electricity Markets -CE FP7

La réserve de puissance, ou réserve d’exploitation, est la capacité de production disponible dans un intervalle de temps limité afin de satisfaire la demande en cas d’arrêt d’une unité de production, d’une rupture dans la fourniture d’électricité ou d’un pic de demande. La plupart des systèmes électriques sont conçus pour que dans des conditions normales d’exploitation, la réserve de puissance soit toujours au moins égale à la capacité du plus grand générateur plus une fraction de la pointe de charge. La réserve tournante (spinning réserve) est l’énergie stockée par rotation des turbines des centrales de grande envergure, ce qui stabilise fréquence et puissance sur le réseau haute tension (Figure 9).

La réserve de puissance est constituée d’une réserve synchronisée (tournante) ainsi que d’une réserve arrêtée (non-tournante) ou supplémentaire :

  • la réserve synchronisée qui est la capacité supplémentaire disponible afin d’augmenter la puissance fournie par les générateurs déjà connectés au réseau ; pour la plupart des générateurs, cette augmentation de puissance fournie est réalisée par l’augmentation du couple appliqué au rotor de la turbine ;
  • la réserve arrêtée ou supplémentaire qui est la capacité supplémentaire non connectée au réseau mais capable de l’être dans un délai déterminé.

Dans un réseau isolé, on obtient la puissance disponible à partir des générateurs à démarrage rapide. Dans les réseaux interconnectés, on peut inclure la puissance disponible dans un délai déterminé par importation de puissance de réseaux extérieurs ou l’arrêt de l’exportation vers des réseaux extérieurs. Sur des îles non équipées en réserve tournante, le stockage peut être substitué par les batteries utilisant le plomb, le nickel, le lithium ou le sodium. Lorsque les technologies de stockage se connectent sur le réseau à haute tension, cette opération tombe sous la responsabilité de l’opérateur du système de transmission.

1.6. Autres caractéristiques et synthèse

Outre son caractère massif, sa flexibilité, la rapidité de ses temps de réponse et sa réserve de puissance, le stockage hydraulique présente encore quelques avantages :

  • rendement global : celui d’un cycle de pompage turbinage se situe dans l’intervalle 75-85 % ;
  • effet mémoire : à l’inverse des accumulateurs électriques, en particulier de technologie Ni-Cd, les stations de pompage-turbinage ne présentent évidemment aucun effet mémoire, leur capacité reste intacte quels que soient le nombre et l’intensité des cycles effectués ;
  • durée de vie et nombre de cycles : la durée de vie des installations hydroélectriques en général, donc des installations de pompage-turbinage en particulier, est longue : les premiers ouvrages, aujourd’hui âgés de plus d’un siècle, sont généralement encore dans un état satisfaisant.

Ajoutons que les retenues des STEP, en particulier des STEP pures, donc sans apports extérieurs, ne sont pas soumises à des phénomènes de comblement par les sédiments.

Les équipements principaux (groupes de production, vantellerie) ont des durées de vie de plusieurs dizaines d’années, des rénovations partielles ou leur remplacement, permettant même de prolonger la durée d’exploitation quasiment sans limite. En considérant une durée de vie des équipements de 30 ans, on peut estimer le nombre possible de cycles à au moins 50 000 avant de procéder au remplacement des équipements.

Au total, on peut caractériser les installations de pompage-turbinage (Tableau 2) ainsi que les services de stabilisation, de régulation, de réserve et de réactivité au démarrage, aussi appelés services auxiliaires ou services système (Tableau 3).

Tableau 2 : Caractéristiques principales des PSP (VS = vitesse variable, TS = groupes ternaires) – Source : European Association for Storage of Energy (EASE) 2017

 

Tableau 3 : Services auxiliaires que les centrales hydroélectriques de stockage peuvent fournir – Source : Eurelectric 2011

 

1.7. Secours du réseau : exemple du black-out du 4 novembre 2006

Fig. 10 : Chronologie de l'incident du 4 novembre 2006

Outre ses nombreux atouts, le stockage hydraulique peut aussi secourir un réseau défaillant, ce qui a été le cas, en Europe, de l’incident du 4 Novembre 2006 qui a causé des interruptions de fourniture d’électricité à plus de 15 millions de foyers. L’action immédiate entreprise par tous les gestionnaires de transport d’électricité (Transmission System Operator – TSO) a empêché cette perturbation de se transformer en une panne à l’échelle de toute l’Europe. Comment s’est-elle produite ? La chaîne d’événements a conduit à l’apparition de cette perturbation (Figure 10) en trois zones Europe de l’Ouest (zone 1), Europe de l’Est-Nord (zone 2) et l’Europe du Sud (zone 3).

L’éclatement en trois systèmes a conduit à un fort déséquilibre entre ces zones. En raison des grandes excursions de fluctuations de fréquence, un nombre important d’unités de production, plus de 10 000 MW dans la région de l’Ouest, connectées à des réseaux de distribution, ont été déconnectées du réseau en raison de leurs systèmes de protection. Les enquêtes ont identifié que le non-respect du critère N-1 et l’insuffisante coordination entre les TSOs ont été les deux principales raisons de cette perturbation.

Fig. 11 : Rôle de l’hydro pendant l’incident du 4 novembre 2006

Afin de rétablir rapidement l’équilibre entre production et consommation d’électricité, plusieurs procédures ont été lancées, parmi lesquelles l’hydroélectricité au fil de la rivière, avec des réservoirs hydro et des centrales de pompage-turbinage, a joué un rôle majeur (Figure 11). En France, non seulement des centrales hydroélectriques de retenue ont permis d’injecter des puissances importantes (2000 MW en 11 minutes, plus de 5 000 MW en 40 minutes) mais les centrales au fil de l’eau ont également apporté une contribution. A titre d’exemple, les aménagements de la Compagnie Nationale du Rhône (CNR), ont permis de dégager 270 MW en 2 minutes, la puissance initiale étant retrouvée 9 minutes après l’incident.

 

2. Contraintes et impacts socio-environnementaux

En face de ses nombreux atouts, le stockage hydraulique peut être pénalisé par des contraintes tenant à ses impacts environnementaux et sociétaux.

2.1. Contraintes

De nombreux sites potentiels sont limité par des contraintes géographiques et géologiques et/ou des impacts sur l’environnement et les autres activités humaines. Comparée au stockage chimique, la densité énergétique de ces installations est faible et leur avantage en terme de capacité est dû aux volumes importants mis en jeu[3].

Ces caractéristiques exigent cependant des installations nécessitant un investissement initial élevé dont la rentabilité est directement liée à la réglementation du marché de l’électricité et à la valorisation des services système.

2.2. Impacts sociaux-environnementaux

Les impacts sociaux-environnementaux dépendent du type d’aménagement considéré, selon qu’ils sont constitués de deux retenues complètement séparées du réseau hydrologique (cas des retenues totalement artificielles en particulier) ou que l’une ou les deux retenues sont connectées à une rivière.

Dans le premier cas, les impacts environnementaux sont moindres dans la mesure où ils n’affectent que de manière très limitée les écosystèmes aquatiques.

Dans le second cas, les impacts sont généralement du même type que ceux des aménagements hydroélectriques classiques : ils sont liés à la biodiversité aquatique, à l’hydrologie et à l’hydrogéologie, au transit sédimentaire et à l’occupation des sols. En revanche, l’exploitation d’un aménagement de pompage turbinage ne consomme aucune matière première et ne produit aucun déchet.

Des aménagements de pompage-turbinage peuvent être créés à partir d’aménagements existants et créant une retenue supplémentaire, généralement totalement artificielle, donc avec un impact minimal sur la vie aquatique. Les ouvrages sont souvent souterrains. Les principaux impacts seront alors liés aux conséquences du marnage répété dans les retenues, avec création de laisses stériles sur les rives.

 


Notes et références

[1] Viollet P.L. (2005). Histoire de l’énergie hydraulique. Presses de l’école nationale des Ponts et Chaussées.

[2] Il existe deux technologies de groupes à vitesse variable : soit une machine synchrone alimentée par un convertisseur de courant dimensionné pour la puissance nominale de la machine, ce qui en limite l’emploi à des machines de faible puissance, soit une machine asynchrone équipée d’un convertisseur sur le circuit rotorique, permettant ainsi de réduire la puissance du convertisseur à environ 15 % de la puissance nominale de la machine.

[3] A titre d’exemple, la STEP de Grand-Maison est équipée de 8 groupes réversibles ayant une capacité de pompage de 135 m3/s pour une puissance de 1270 MW, ce qui donne une densité énergétique de 2,61 Wh/kg à comparer à la densité des batteries (25 à 25 Wh/kg pour des accumulateurs au plomb, 120 à 180 Wh/kg pour des batteries Li-Ion).

 

Bibliographie complémentaire

[1] Argonne National Laboratory (2013). Modeling Ternary Pumped Storage Units. Accessible sur https://www.osti.gov

[2] Avellan F. (2012). Evolution des groupes de pompage-turbinage. Situation actuelle, technologies et nouveaux projets. Bulletin Electro-suisse 2/2012 p. 37-40.

[3] EASE/EERA (2017). European Energy Storage Technology Development Roadmap 2017 update. Accessible sur http://ease-storage.eu

[4] European Environment Agency (2018). Renewable energy in Europe – 2018 Recent growth and knock-on effects. Accessible sur https://www.eea.europa.eu/

[5] Eurelectric (2015). Hydropower supporting a power system in transition. Accessible sur https://www.eurelectric.org

[6] Eurelectric (2011). Hydro in Europe : Powering Renewables. Full report and annexes. Accessible sur https://www.eurelectric.org

[7] International Energy Agency (2014). Technology Roadmap. Energy Storage. Accessible sur https://www.iea.org

[8] European Commission. Joint Research Center (2012). Pumped-hydro energy storage: potential for transformation from single dams. Accessible sur https://ec.europa.eu/jrc/en

[9] European Commission. Joint Research Center (2013). Assessment of the European potential for pumped hydropower energy storage. Accessible sur https://ec.europa.eu/jrc/en

[10] European Commission. Joint Research Center (2013). Assessing Storage Value in Electricity Markets. Accessible sur https://ec.europa.eu/jrc/en


 

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