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Avec le développement des énergies renouvelables, le stockage de l’électricité est devenu un enjeu majeur. La Norvège, avec ses atouts naturels, se trouve en pole position pour conduire le mouvement. Décryptage.
Le consommateur allemand va enfin pouvoir échanger des kilowattheures éoliens contre des kilowattheures hydrauliques norvégiens. En février dernier, le gestionnaire de réseau germano-néerlandais TenneT et le gestionnaire norvégien Statnet se sont mis d’accord pour financer un projet de câble sous-marin. De plus en plus connectée au continent, la Norvège voudrait, à terme, transformer ses immenses barrages en lieux de stockage électrique grâce à des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Ce stockage, qui consiste à remonter l’eau dans les barrages à l’aide de pompes, permettrait de mieux gérer le développement des énergies intermittentes sur le continent. La Norvège, qui ne fait pas partie de l’Union européenne (UE), deviendrait ainsi la clé de voûte de la transition énergétique européenne. Bruxelles n’est pas à un paradoxe près !
L’UE victime de sa politique verte
Le développement très rapide des énergies renouvelables (EnR) fait renaître les risques de black-out au sein de l’UE. Afin de se prémunir des variations incessantes de transit qui en résultent, les pays membres sont ainsi contraints d’investir lourdement dans leurs réseaux. La Pologne et la République tchèque, par exemple, s’équipent actuellement de transformateurs et de nouvelles lignes afin de se protéger du flux d’EnR qui déborde de leurs voisins allemands. Toutefois, même les pays dotés des réseaux les plus modernes sont obligés de conserver des capacités de production thermique, comme les centrales au gaz ou au charbon, afin de compenser les flux aléatoires. Alors que le développement des réseaux intelligents (smart grids) devrait aider l’UE à mieux équilibrer son réseau, la poursuite du développement des EnR en Europe va obliger les pays à développer une autre solution : le stockage de l’électricité.
Les technologies de stockage, par batterie, par hydrogène ou, à plus long terme, via les batteries des voitures électriques, ne sont toutefois pas encore matures. Seules les STEP sont en mesure, actuellement, de proposer des capacités de stockage économiques, efficaces et à grande échelle. « L’hydraulique est de loin le moyen de production le plus flexible. L’utiliser pour équilibrer le réseau n’est d’ailleurs pas une solution nouvelle. Autrefois, on arrêtait l’hydraulique pendant la nuit. Aujourd’hui, on l’arrête lorsqu’il y a beaucoup de vent », explique Jean-Marc Roudergues, expert des STEP chez Réseau de transport d’électricité (RTE), filiale d’EDF. La Norvège est le seul pays d’Europe à disposer de capacités de stockage hydraulique en quantité ; elles sont de l’ordre de 50 milliards de mètres cubes dans ses réservoirs et lacs, soit 85 TWh. Cela représente 50 % des capacités disponibles en Europe aujourd’hui. En prime, la construction d’une STEP y coûte trois ou quatre fois moins cher qu’en Suisse ou en Autriche. Statkraft, l’EDF norvégien, et les autres producteurs d’hydroélectricité de Norvège s’estiment en mesure de proposer entre 15 et 20 GW de nouvelles capacités. L’idée, pour la Norvège, de devenir la batterie de l’Europe est née à Oslo, en 2011, lorsqu’une étude du German Advisory Council on the Environment (SRU) fait de ce pays la clé de la transition énergétique allemande. A l’époque, les EnR sont en plein boom en Allemagne ; leur part dans la consommation d’énergie primaire passe de 2,9 % à 9,9 % entre 2000 et 2010. Selon Berlin, mieux équilibrer son réseau grâce aux barrages norvégiens permettrait à l’Allemagne d’atteindre les 100 % d’EnR d’ici à 2050. Le SRU estime même que la Norvège pourrait fournir 42 GW, grâce à de nouvelles interconnexions, sur les 60 GW nécessaires aux besoins allemands.
Espoirs et douche écossaise
Oslo voit là une opportunité économique. « Le pays voulait profiter de la variabilité des prix de l’énergie pour acheter, au plus bas, de l’énergie produite en surcapacité par les éoliennes et les panneaux solaires allemands, et la revendre lorsque la demande et les prix remonteraient », explique Anne Therese Gullberg, directrice de recherche au Centre de recherche sur le climat et l’environnement d’Oslo (Cicero). Oslo se rêve alors en batterie de l’Europe.
La première étape de cette stratégie est de développer les interconnexions avec le continent. La Norvège en possède déjà plusieurs, notamment avec le Danemark, qui a ainsi réussi à faire monter jusqu’à 40 % la part des EnR dans son mix électrique, majoritairement de l’éolien. En plus de l’Allemagne et du Danemark, Oslo veut multiplier ses interconnexions avec la Suède, les Pays-Bas ou encore le Royaume-Uni. Mais, très vite, l’enthousiasme retombe. Les études lancées à partir de 2011 montrent que la Norvège doit d’abord investir dans son réseau et ses barrages pour développer ses capacités de stockage. « Il faut, par exemple, que nous améliorions le temps de réponse de nos barrages, afin de suivre l’évolution de la demande », explique Michael Martin Belsnes, de la Sintef, la plus grande organisation indépendante de recherche scientifique en Scandinavie. La Norvège, qui ne possède que 1,3 GW de capacité de pompage, doit également financer la construction de nouvelles STEP, dont les conséquences environnementales inquiètent une partie de la population, qui s’y oppose. Les sociétés « électro-intensives », à l’instar du producteur d’aluminium norvégien Norsk Hydro, se joignent à la contestation de peur de voir le prix du kilowattheure augmenter. Mais le principal frein est la réduction de l’amplitude de prix en Allemagne. « Le développement des capacités solaires en Allemagne a eu l’effet paradoxal de réduire l’écart de prix du kilowattheure dans la journée, ce qui a mis à mal la rentabilité de tous les concepts de stockage », explique Jean-Marc Roudergues.
Les technologies de stockage
Alors que les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) constituent 99 % du stockage d’électricité dans le monde, d’autres technologies se développent rapidement. Par exemple, l’Allemagne ou la France expérimentent actuellement le stockage par hydrogène. Les rendements sont toutefois deux fois moindres que ceux des STEP. Le constructeur de voitures électriques de luxe Tesla a développé, de son côté, une batterie domestique au lithium, le Powerwall. Mais son cycle de vie est trop court, de l’ordre de dix ans. Surtout, ses capacités de 3 ou 4 kWh ne permettent pas de stocker à grande échelle. Une étude de la Sintef s’est amusée à comparer les performances du plus grand barrage de Norvège, le barrage Blasjo, à celles d’une batterie Powerwall. Le résultat montre qu’il faudrait installer une série de Powerwall d’une longueur équivalente à 12 fois le tour de la Terre, pour un coût de 2 800 milliards de dollars, afin d’atteindre les capacités du barrage.
Norvège : objectif batterie 2020
Oslo finit pourtant par convaincre ses partenaires, en s’appuyant, notamment, sur la compétitivité et la flexibilité de ses capacités de production. « Dans notre principal scénario, la différence [avec le gaz] serait de 0,40 à 0,50 couronne [de 0,042 à 0,052 euro] par kilowattheure en faveur de la Norvège », rappelait, fin 2014, Magnus Korpas, conseiller scientifique de la Sintef et professeur à l’université norvégienne de sciences et de technologie (NTNU). Le câble entre l’Allemagne et la Norvège, d’un montant estimé entre 1,5 et 2 milliards d’euros, devrait voir le jour en 2019. « Ce n’est qu’avec le développement de ce réseau qu’on pourra remplacer l’énergie nucléaire et le charbon », a justifié Robert Habeck, ministre de l’Energie du Land de Schleswig-Holstein, où arrivera le câble. Dans la foulée, Oslo a signé la construction d’un autre câble sous-marin, avec le Royaume-Uni. Ce câble, d’un coût de 2 milliards d’euros, permettra à Londres de stabiliser son réseau alors que le pays prévoit d’installer 30 GW d’éoliennes off-shore le long de ses côtes. Grâce à ces interconnexions, le projet de « batterie de l’Europe » pourrait bien voir le jour à moyen terme, car le stockage risque de bientôt devenir indispensable. « Jusqu’à 30 ou 40 % d’EnR dans le mix, il est possible d’équilibrer un réseau à l’échelle de l’Europe avec les technologies actuelles et pour un coût acceptable. Au-delà, c’est un peu l’inconnu, et il faudra imaginer des solutions innovantes », explique Michel Béna, directeur des smart grids, les réseaux électriques intelligents, chez RTE. Au-delà de 40 %, il est probable que les prix deviennent à nouveau très volatils sur le continent, redonnant au concept de batterie toute son attractivité. La Norvège est bien consciente de cette opportunité. « Le projet de batterie de l’Europe pourrait prendre dix ans à se mettre en place, mais, quoi qu’il arrive, on sera obligé de développer d’importantes capacités de stockage sur le vieux continent, surtout si les pays suivent les objectifs de l’UE », résume Anund Killingtveit, professeur à la NTNU et spécialiste d’ingénierie hydraulique. En attendant, Oslo tisse sa toile en Europe pour devenir un acteur incontournable de la transition énergétique européenne.
