Stockage hydraulique : capacités de pompage-turbinage

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 ?


La capacité de transformation réversible d’énergie potentielle en énergie électrique, associée à la grande flexibilité des installations hydroélectriques, fait du stockage hydraulique non seulement le premier mode de stockage d’énergie dans le monde (Lire : Stockage hydraulique, atouts et contraintes) mais également un outil précieux pour la gestion des réseaux électriques (Lire : La percée du stockage électrique. Quelles techniques ? Quelles fonctions économiques ? Quel futur ?). Parmi ces modes de stockage, le pompage-turbinage occupe une place de choix (Lire : Stockage hydraulique et production d’électricité), mais son extension est limitée par les capacités qu’autorisent les sites équipables. Où en est l’Union Européenne en la matière ?

 

1. Capacité existante

En 2011, la production d’électricité d’origine hydraulique dans l’Union Européenne (UE) atteignait 335 TWh, soit 10,2 % d’une production totale d’électricité de 3 280 TWh[1]. Ce volume ne comprenait pas celui des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) ou pumped storage power plant (PSP). Avec une puissance installée de 42,6 GW, ces dernières consommaient 38 TWh, soit 1,15 % de la production totale, pour une production restituée de 29 TWh soit 0.9 % de cette même production (Lire : Les stations de pompage STEP).

En 2018, la puissance installée des STEP atteint 45 GW dans l’UE, à l’exclusion, donc de la Norvège, de la Suisse et de la Turquie (Tableau 1).

 

Tableau 1 : Puissance installée totale, par pays, des installations de turbinage-pompage. Source : 2018 hydropower status report. International Hydropower Association

 

Fig. 1 : Sur une échelle logarithmique, pour chaque pays, la quantité totale d'énergie qui peut être stockée dans un pompage de cycle idéal. - Source : EURELECTRIC 2011Quelles sont les capacités de stockage de ces puissances installées dans chaque pays ? Sur la base d’une enquête menée en 2010[2], les informations obtenues sur les installations existantes permettent une estimation (Figure 1). Il s’agit de la quantité totale d’énergie pouvant être stockée dans un pompage de cycle idéal, c.à.d. défini comme si tous les réservoirs supérieurs étaient vides, les réservoirs inférieurs étant pleins et l’eau étant pompée avec une capacité maximale jusqu’à ce que le réservoir supérieur soit plein (plus de capacité de réception) ou que le réservoir inférieur soit vide.

 

En tête, l’Espagne qui peut stocker la plus grande quantité d’électricité excédentaire (1 530 GWh, 17 STEP), suivie par les pays alpins : la Suisse (369 GWh, 16 STEP), la France (184 GWh, 9 STEP) et l’Autriche (125 GWh, 15 STEP). Les 16 pays pour lesquels des données sont disônibles peuvent stocker un total de 2,5 TWh en un cycle de pompage idéal.

Fig. 2 : Capacité de pompage (en MW) en fonction du temps pour un cycle de pompage « idéal » pour différents pays. - Source : EURELECTRIC 2011La durée d’un cycle diffère entre les centrales et cette dimension temporelle est une autre caractéristique essentielle des centrales d’accumulation par pompage, mais la quantité d’absorption d’énergie étant toujours dépendante du temps, il ne peut pas être exprimé de façon réaliste et comparée à un seul paramètre (Figure 2).

 

  • Le stockage quotidien entre les pays présente des écarts évidents. Après une journée entière, la capacité de pompage du Royaume-Uni est épuisée, alors que la capacité de l’Espagne est encore de 3 744 MW (88 % de la capacité maximale initiale). Les capacités de pompage de l’Autriche, de la France et de la Suisse chutent à 43 %, 48 % et 80 % respectivement.
  • Le stockage hebdomadaire parvient à maintenir la capacité de pompage à un niveau inférieur pendant plusieurs jours et semaines. Après une semaine, la capacité de pompage en France est épuisée tandis que les capacités de l’Autriche, de l’Espagne et de la Suisse tombent à 5 %, 24 % et 54 % respectivement.
  • Le stockage annuel, enfin, est capable de pomper de l’eau pendant une longue période de temps. Le cycle de pompage idéal se termine en Autriche, en Espagne et en Suisse après 28, 232 et 106 jours respectivement. Cependant, ces « ultimes » capacités sont généralement limitées et sont souvent utilisées dans le but de transférer de l’eau, par exemple, à des fins d’irrigation ou de transfert et non pour stocker le surplus d’électricité.

 

2. Capacité projetée

Fig. 3 : Les capacités de stockage par pompage existantes, sous licence et en phase de planification précoce (échelle logarithmique), MW - Source : EURELECTRIC 2011Quelles étaient, en 2010, les capacités de pompage-turbinage projetées[3] ? On peut le dire en comparant aux capacités existantes, les capacités agrées (approuvés par les autorités administratives) et les capacités projetées à un stade précoce de la planification (Figure 3). Non seulement les pays ayant une expérience dans les technologies de stockage par pompage envisagent de construire de nouvelles centrales, mais c’est également le cas de pays tels que Chypre, l’Estonie et la Hongrie, qui, en 2010, n’avaient  pas d’usine de pompage en fonctionnement et pas ou relativement peu de production d’énergie hydroélectrique[4].

Les données pour la Roumanie, l’Italie et la Suède font défaut. Pour la Norvège, un seul projet est en phase de planification précoce, mais des études de faisabilité technique préliminaire sur le potentiel de stockage pompé indiquent qu’une capacité supplémentaire de stockage pompé jusqu’à 20 GW pourrait être installée à l’aide de réservoirs existants.

L’obstacle majeur dans la fourniture d’une vision véritablement européenne réside dans le fait que certains pays ne communiquent pas leurs données spécifiques, notamment celles relatives aux installations projetées, pour des raisons de confidentialité ou de difficultés dans la collecte et la projection des données[5].

Sous ces réserves, on constate que huit pays ont délivré des autorisations pour la construction de nouvelles centrales de pompage-turbinage pour une puissance totale de 11,6 GW (Tableau 2). Fin 2018, un certain nombre de ces projets ont été réalisés ou sont en cours de construction.

 

Tableau 2 : Capacité et durée de fonctionnement à pleine charge des centrales de pompage-turbinage autorisées mais non encore réalisées. Source : EURELECTRC 2011

 

Dans un certain nombre de pays de nouvelles centrales de turbinage-pompage sont en projet, mais non encore autorisées (Tableau 3).

 

Tableau 3 : Capacité et durée de fonctionnement à pleine charge des centrales de pompage-turbinage en projet. Sources : EURELECTRC 2011, NREAP pour la France

 

3. Evaluation du potentiel

Dans le cadre des plans d’action pour l’énergie et le climat de l’UE et des objectifs d’augmentation de la part des énergies renouvelables dans la production d’électricité, le Joint Research Center (JRC) de la Commission Européenne a réalisé plusieurs études en vue d’évaluer le potentiel de réalisation de centrales de pompage-turbinage en Europe.

3.1. Méthodologie de l’étude

Différents types d’aménagements en vue de réaliser de nouvelles installations ont été définis (Tableau 4).

 

Tableau 4 : Différents types d’aménagements pour la création de nouvelles installations de pompage-turbinage (PSP = STEP)

 

L’étude a toutefois été limitée aux types 1 et 2 avec, en outre, l’exclusion, pour le type 2, des situations ou la retenue supplémentaire serait réalisée par inondation d’une vallée, solution considérée comme sensible du point de vue environnemental. Des contraintes ont également été prises en compte (Tableau 5).

 

Tableau 5 : Contraintes retenues pour les deux types d’arrangement (les types se réfèrent au Tableau 4).

 

Fig. 4 : Méthodologie de l'étude d'évaluation du potentielL’étude est basée sur l’exploitation d’un Système d’Information Géographique (SIG) incluant un modèle numérique de terrain et l’ensemble des données relatives aux retenues existantes. Les contraintes sont prises en compte dans des étapes ultérieures, selon un logigramme (Figure 4).

 

L’étape supplémentaire qui consisterait à prendre en compte la rentabilité du projet (coûts et production) n’a pas été réalisée.

3.2. Résultats

Les résultats pour l’ensemble des pays de l’UE, hors Estonie, Lituanie, Lettonie, Luxembourg et Malte et pour les seuls aménagements de type 1, sont donnés pour les potentiels théoriques, c.à.d. avant application des contraintes (Tableau 6) et pour les potentiels réalisables (Tableau 7).

 

Tableau 6 : Nombre de sites potentiels et capacité correspondante théoriques pour le type 1

 

Tableau 7 : Nombre de sites potentiels et capacité correspondante réalisable pour le type 1

 

Fig. 5 : Aménagements de type 1, potentiel réalisable, scénario 20 kmEn comparant ces résultats avec la capacité actuelle de 2,5 TWh des 16 pays étudiés, on peut conclure que l’obtention d’une capacité significative nécessiterait de réaliser des sites présentant des distances supérieures à 5 km, voire 10 km, entre retenues. On note également que la capacité moyenne des sites reste modeste (8,9 GWh pour 20 km, 2,5 GWh 5 km) à comparer aux valeurs moyennes de 90 GWh en Espagne, 23 GWh en Suisse, 20 GWh en France et 8,3 GWh en Autriche, ce pour des potentiels réalisables sensiblement différents (Figure 5).

 

Pour les aménagements de type 2, et pour les mêmes pays de l’UE, le potentiel théorique est estimé à 123 TWh (Tableau 8) et le potentiel réalisable à 80 TWh (Tableau 9).

 

Tableau 8 : Nombre de sites potentiels et capacité correspondante théoriques pour le type 2

 

Tableau 9 : Nombre de sites potentiels et capacité correspondante réalisables pour le type 2

 

Fig. 6 : Aménagements de type 2, potentiel réalisable, scénario 20 kmDans ce cas de figure, la capacité unitaire moyenne des sites reste modeste, soit de 4 à 17 GWh, selon la distance entre les retenues, là encore avec une large répartition géographique (Figure 6).

 

Au tota, l’essentiel du potentiel de l’UE est localisé en Espagne (9,4 TWh), au Royaume Uni (5,5 TWh), en Italie et en France (4 TWh chacun). Hors UE, la Turquie présente le plus gros potentiel (29 TWh) suivi par la Norvège (13 TWh). La distance entre retenues est un paramètre important de la capacité d’un site. On le vérifie sur l’exemple du site de Chandreja en Espagne (Tableau 10).

 

Tableau 10 : Influence de la distance sur la capacité du site de Chandreja (Espagne)

 

On ne doit cependant pas oublier qu’une distance importante augmente le risque d’impossibilité technique (topographie, géologie) et économique (accroissement des coûts).

3.3. Comparaison avec la capacité existante

Fig. 7 : Capacité de stockage théorique, réalisable et existant (quand disponible d’Eurelectric 2011) pour certains pays de l’UE et de l’AELE (Association Européenne de Libre Echange)La question la plus intéressante du point de vue du marché de l’énergie et des politiques nationales de développement des énergies renouvelables intermittentes est de savoir ce que représente ce potentiel par rapport à la capacité installée existante. En l’absence de données officielles (Eurostat) pour la capacité existante de stockage hydraulique pompée dans l’UE, seules sont disponibles des estimations compilées pour un échantillon de pays[6] soit l’Espagne, la France, le Royaume-Uni, l’Autriche, la Suisse, la Grèce, la Bulgarie, l’Allemagne, le Portugal, la République tchèque, la Pologne, la Belgique, la Slovaquie et l’Irlande. On peut en conclure que le potentiel théorique T1 est de 3,5 fois la capacité existante alors que le potentiel réalisable T2 est 10 fois plus que la capacité existante (Figure 7).

3.4. Validité et limites de l’étude

Les limites de l’étude sont nombreuses : prises en compte des aménagements de type 1 et 2 uniquement ; exclusion des vallées pour la création de nouvelles retenues ; exclusion des projets transfrontaliers ; non prise en compte des contraintes géologiques ou topographiques rendant la construction difficile, coûteuse, voire impossible ; application stricte des limitations relatives aux zones habitées, aux infrastructures de transport ; non prise en compte d’autres usages de l’eau des retenues existantes ; manque de données pour certaines régions ; capacité de stockage d’énergie limitée par la capacité de stockage de l’eau du réservoir supérieur supposé disposer toujours d’une capacité inférieure ou égale au réservoir inférieur, entre autres. Ces limites peuvent laisser penser que des sites potentiels identifiés ne seraient pas réalisables et, qu’inversement, des sites aménageables ont pu être ignorés. On notera aussi que l’aspect coût ayant été ignoré à ce stade, un certain nombre d’aménagements, en particulier ceux présentant une distance supérieure à 10 km entre leurs retenues, risquent fort de se révéler excessivement coûteux.

En revanche, la comparaison des résultats de l’étude avec les données de sites déjà équipés fournit une très bonne corrélation (Tableau 11).

 

Tableau 11 : Comparaison entre les résultats de l’étude du JRC et les données externes pour les sites existants

 


Notes et références

[1] Source : Eurostat. Platts (https://www.platts.com.es/products/world-electric-power-plants-database) donne des valeurs 2012 de 40 TWh produits pour 54 TWh pompés par un total de 232 centrales.

[2] Par EURELECTRIC

[3] Les informations fournies ici sont issues du rapport EURELECTRIC établi à la suite de l’enquête effectuée en 2010 auprès des membres du groupe de travail EURELECTRIC sur le stockage hydraulique.

[4] Pour la France, ont été exploitées les données fournies par le National Renewable Energy Action Plan (NREAP).

[5] A titre d’exemple, la Figure 3 ne montre aucune capacité de pompage en Norvège. Or, il existe 11 centrales ayant une capacité de pompage ou de pompage-turbinage (installées entre 1955 et 2005) pour une puissance installée totale de 1 070 MW.

[6] Etude EURELECTRI 2011

 

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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