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Oceanic Gravity Storage by Mr Denis Bonnelle

Stockage gravitationnel de l’énergie au moyen de « seaux » suspendus en haute mer

Un monde futur à très forte proportion d’énergies renouvelables serait soumis à deux catégo¬ries d’intermittence qui appellent (1) des solutions de stockage de deux types :

- certaines peuvent avoir un assez faible rendement de cycle stockage-déstockage (de l’ordre de 40 % pour les installations à air comprimé) à condition que leur modèle économique vise les cas, relativement rares, où l’énergie peut être achetée à un prix très faible car quasiment excédentaire, et / ou revendue très cher en cas de fort excès de la demande sur l’offre ;

- inversement, une autre niche concerne le besoin répétitif de régulation entre des périodes d’offres légèrement excédentaires et légèrement déficitaires. Les différences de prix de marché entre ces deux cas seront assez faibles, mais le grand nombre de cycles dans l’année peut compenser la plus faible marge dégagée sur un cycle, à tel point que le coût du GWh stocké peut être supérieur que dans le 1er cas. Par contre, le rendement énergétique du cycle doit impérativement être aussi proche de 100 % que possible.

Ceci concerne donc plutôt l’électricité solaire (production de jour pour une heure de pointe en soirée (2)) que les plus longues périodes de vent continu ou d’absence persistantes de vent. Cependant, en hiver quand l’énergie solaire est moins abondante et que l’on fait jouer la complémentarité avec l’énergie éolienne, les besoins de stockage de cette dernière sur des périodes de deux à trois jours pourraient également être pris en charge par le même dispositif. Au total, on peut donc considérer de l’ordre de 300 cycles à assurer sur une année, surtout si on importe de fortes quantités d’énergie solaire du sud de la Méditerranée (projet Desertec).

Pour autant qu’elles soient dimensionnées pour un fonctionnement quotidien, les stations de pompage-turbinage (Step) visent plutôt à satisfaire ce créneau. Cependant, avec un rendement global de cycle qui est rarement supérieur à 80 % à pleine puissance, il est permis de recher¬cher des alternatives.

Une grande partie des pertes de ces stations proviennent de la transmission de la puissance entre solides et liquides soumis à de fortes accélérations et décélérations (turbine et pompe). Bien que l’eau soit un matériau pondéreux extrêmement bon marché, on peut en trouver d’autres dont les mouvements ne soient pas soumis à la mécanique des fluides. Hormis les pertes électromagnétiques qui par définition seraient équivalentes à celles d’une Step, nous n’aurions principalement que de la résistance au roulement, qui peut être fortement limitée avec des roulements en acier dur suffisamment dimensionnés.

J’ai déjà, dans mon livre en cours de finalisation, proposé un système de rouleaux de béton montant et descendant une rampe ferrée (par exemple à crémaillère, avec pousseurs électri¬ques) construite sur un relief naturel, entre une gare de triage supérieure et une située en bas. Je ne renie pas ce concept, qui semble peu coûteux pour de grandes capacités de stockage, mais dont certaines caractéristiques nécessitent cependant d’être réétudiées à chaque projet, en fonction de sa topographie, et qui bénéficie de trop d’économies d’échelles pour être facile à tester à taille modérée (avec 100 m de dénivelée au lieu de 500 ou 1000 m, et des gares de triage de 0,01 km² au lieu de 1 km², il est moins évident qu’une telle installation soit rentable).


Ces deux inconvénients pourraient disparaître pour la variante exposée ici.

Elle consiste à monter et descendre, en mer profonde, des « seaux » remplis de roches de fai¬ble valeur, et constitués de coques de navires rachetées au moment où ces bateaux deviennent impropres à la navigation du fait du vieillissement de leurs autres constituants (3). Monter et descendre se ferait par des câbles et des treuils situés sur une autre coque de bateau de récupé¬ration, mais seulement remplie d’air et flottant à la surface.

Le facteur de coût limitant est celui des câbles. Une tonne d’acier étirée en câble de 1 km de long est capable de soutenir au moins 10 tonnes, pour un prix de l’acier « wire rod » qui, histo¬riquement, est inférieur à 1000 $ (http://www.worldsteelprices.com). Prenons ces chiffres, ce qui donne une marge de sécurité, et une profondeur de 3,6 km (4) (soit un câble coûtant 3600 $). Ces 10 tonnes, ou plus précisément la masse considérée dont le poids moins la poussée d’Ar¬chimède serait de 100 000 N, permettent de stocker une énergie potentielle obtenue en multi¬pliant ce chiffre par 3600 m, ce qui, en Wh, redonnera 100 000. Avec 3 600 $, on peut donc acheter assez de câble pour une installation permettant de stocker 300 fois par an 0,1 MWh.

Supposons que ce 0,1 MWh soit acheté, dans 20 ou 30 ans, à un moment de forte production photovoltaïque ou éolienne, au prix de 6 $ (60 $/MWh) ; que le rendement global du système de stockage soit de 90 % ; et que les 0,09 MWh restitués puissent être vendus en période de faible production pour un prix de 100 $/MWh, soit 9 $ les 0,9 MWh. La marge est donc de 3 $, reproductible 300 fois par an, soit un revenu de 900 $. L’investissement en câble est donc rentabilisé en 3 600 / 900 = 4 ans. En ajoutant les 10 % correspondant à la note de bas de page n° 4, on reste inférieur à 4,5 ans.

Figure 1 : état stocké et état déstocké.   Figure 2 : configuration ou ce sont deux bâteaux qui supportent la charge.
Figure 1 : état stocké et état déstocké. Figure 2 : configuration ou ce sont deux bâteaux qui supportent la charge.
Vérifions que les autres facteurs de coût sont plus faibles.

Par souci de prudence et de réalisme (contrairement à l’exemple qui précédait où, pour que les calculs se simplifient mieux, on avait pris 3 600 m) la profondeur sera de 2 400 m, ce qu’on trouve à 20 km au large des côtes de la Provence (où le besoin de stockage d’électricité est déjà important) et de l’Algérie (avoir un stockage de chaque côté de la Méditerranée permet¬trait de se servir de lignes HT pendant un maximum de temps, pour une production de l’élec¬tricité solaire seulement pendant la journée, et une consommation après déstockage seulement pendant l’heure de pointe).

Toujours avec notre règle d’une tonne d’acier étirée sur 1 km qui peut soutenir au moins 10 tonnes, ce chiffre de 2400 m nous permet de calculer que le poids du câble sera d’un quart du poids net de la masse immergée.

Le bateau supérieur comme le bateau inférieur devront supporter cette force quatre fois supérieure au poids du câble, plus, pour la coque supérieure, ce poids lui-même. Cependant, pour les plus gros navires, la coque pèse moins de 10 % du volume d’eau déplacé et donc de la charge utile. La masse d’acier nécessaire pour ces deux coques sera donc inférieure à (5 + 4) x 10 % = 0,9 fois la masse des câbles. Si ces coques doivent être neuves, leur coût sera presque égal à celui des câbles, mais si on les achète d’occasion, leur prix sera celui de l’acier à recycler, nettement plus faible (au moins 3 ou 4 fois inférieur).

Un autre facteur de coût est celui des treuils. Ils devront être puissants, mais un treuil est toujours plus léger d’au moins un ordre de grandeur, et souvent deux, à celui de la charge qu’il est capable de tracter. Il n’y a aucune raison que cette règle soit mise en défaut ici, même si la faible vitesse des câbles (0,2 m/s pour une descente de 2400 m en 3 h et 20 minutes) impose une démultiplication importante : le plus fort facteur de coût risque d’être la réaction d’axe au niveau du roulement primaire, et il est important qu’il soit de très bonne qualité pour optimiser le rendement global, mais cela ne change rien à la règle à laquelle on vient de se référer. Pour plus de précision, on pourra consulter l’industrie des chalutiers.

Les machines électriques sont un facteur de coût bien connu pour toutes les installations de production d’électricité, y compris les moins chères (hydraulique, nucléaire), et elles ne sont pas réputées en constituer la plus grande partie.

Les câbles nécessaires à l’ancrage du bateau supérieur au fond de la mer n’auront à résister qu’à des forces latérales, qui pour un gros bateau sont inférieures d’au moins trois ordres de grandeur à son poids (grâce à son hélice qui élève le niveau de l’eau derrière le bateau, celui-ci avance comme s’il glissait sur un plan incliné, mais dont l’inclinaison est inférieure à 1 ‰). Au pire, en cas de grand vent et de forte houle, ce bateau pourrait se placer face à eux pour éviter de leur offrir sa section maximale.

Enfin, le lest devra avoir un poids net 4 fois supérieur à celui des câbles, soit, pour une densité de 3 t/m³, un poids brut, avant déduction de la poussée d’Archimède, de l’ordre de 6 fois supérieur. Des roches improductives en provenance de mines à ciel ouvert, ou de carrières proches du lieu de l’installation de stockage, ou encore des déchets inertes du BTP (gravats, avec l’inconvénient d’être un peu moins denses) devraient pouvoir être achetés et acheminés pour un prix 30 fois inférieur à celui de l’acier, soit 33 $/t, ou encore 100 $ / m³. Ceci ne compterait donc que pour 20 % du coût des câbles.

Le coût complet de l’installation pourrait donc se situer entre deux et trois fois le coût de l’acier des câbles, ce qui permettrait au coût du capital d’être compris entre 9 et 14 ans de la marge brute de l’installation (pour de gros systèmes, les coûts d’opération et de maintenance devraient être très faibles, et la valeur ajoutée lors de leur construction pourrait être limitée).

Le but de ce calcul n’est pas forcément d’appâter des investisseurs pour un profit maximal, mais de déterminer une limite supérieure au surcoût que risque de générer, en heure de pointe, l’intermittence « ordinaire » d’énergies renouvelables qui seraient devenues dominantes. Ainsi, même si un temps de retour sur investissement, hors intérêts et dividendes, de 9 à 14 ans, est assez moyen (5), il permet de valider l’idée d’un coût après stockage-déstockage quasi-quotidien de 100 $/MWh si le prix de gros avant stockage est de 60 $/MWh. Ceci me semble suffisant pour tordre le cou à l’idée selon laquelle le caractère intermittent des énergies renou¬velables les condamne à la marginalité.

Ce résultat dépend cependant de l’hypothèse que j’ai prise d’un rendement de cycle de 90 %. Je persiste à penser qu’avec une absence totale de méca-flu (le « seau » descend et remonte à 0,2 m/s), les pertes peuvent être notablement inférieures à celles du pompage-turbinage (80 %), mais regardons ce que donnerait un chiffre intermédiaire (85 %).

Dans ce cas, pour avoir la même marge de 3 $ les 0,1 MWh, donc la même recette de 9 $, il faudra maintenant l’obtenir à partir de 0,085 MWh vendus au lieu de 0,09 MWh, soit un prix de vente nécessaire de 9 / 0,085 = 106 $ / MWh. Certes, cela augmente significativement le différentiel nécessaire entre prix d’achet et prix de revente (46 $ / MWh au lieu de 40, soit + 15 %), mais on ne peut pas dire que l’intérêt de cette solution soit totalement dépendant de l’atteinte de cet objectif d’un rendement de cycle de 90 %, surtout si on arrive à ressortir dans la fourchette basse du coût du capital (pas trop supérieur à deux fois le coût des câbles).

Ces chiffres pourraient assez facilement être confirmés et précisés, car un autre avantage de ce système est qu’il ne repose que sur des techniques connues. L’utilisation de très longs câbles et de treuils puissants en milieu marin se retrouve en effet sur les chalutiers. La coque supé¬rieure sera automatiquement stabilisée en position bien horizontale (ni rock, ni roll) grâce à l’inertie de la coque inférieure, située en eaux profondes où ces oscillations sont de très faible amplitude.

Quant à la manœuvre de constitution initiale du système, c’est-à-dire le positionnement du « seau » sous le bateau flottant (son remplissage ultérieur par de la roche ne posant aucune difficulté) elle peut se faire en toute sécurité grâce à deux principes, qui peuvent même être utilisés conjointement.

Tout d’abord, la coque inférieure peut être coulée en réservant des ballasts remplis d’air, de manière à ce qu’elle ne soit que très légèrement plus lourde que l’eau de mer.

Par ailleurs, cette manœuvre peut être menée à partir de deux bateaux supérieurs, chacun utilisant des treuils des deux côtés, en commandant leur dévidement de telle manière que, par simple construction géométrique, ces deux navires soient contraints de toujours rester parfai¬tement horizontaux.


Pour un procédé aussi consommateur d’acier, un petit bilan carbone s’impose.
Nous avions trouvé qu’une installation permettant de stocker 300 fois par an 0,1 MWh, néces¬sitait 3,6 tonnes d’acier sous forme de câbles. Pour un tonnage un peu inférieur, les coques sont supposées de récupération, mais ça prive l’industrie de l’acier d’une matière première recyclée, qui a l’avantage d’un bilan carbone bien meilleur que l’acier de haut-fourneau. Disons que ça rajoute 2,4 équivalents-tonnes, soit un total de 60 t / MWh quotidien. Or, une tonne d’acier coûte 2 à 3 tonnes de CO2 (6) , donc disons 150 tonnes de CO2 / MWh quot.

Dans une centrale à charbon, la production d’1 MWh électrique peut dégager jusqu’à 1 t de CO2 (7). Il en résulte que si le stockage permet la production de manière renouvelable de la même quantité d’énergie que celle qui est stockée, alors il suffit de rajouter 150 / 300 = 0,5 an à la durée d’amortissement carbone de la technologie renouvelable pour déterminer son bilan carbone réel. Cela ne devrait pas trop le détériorer, et surtout, il faut concevoir ce moyen de stockage comme facilitant la crédibilité des énergies renouvelables dans leur ensemble, donc il pourrait y avoir un effet de levier réduisant encore un peu ce bilan carbone.

Autre effet pouvant être comparé au réchauffement climatique, noyer de grosses quantités de cailloux peut-il faire monter le niveau des océans ? Supposons que cette technique concerne 5 milliards d’habitants (8), ayant chacun une consommation de 1 kW, devant être stockée 3 h par jour, soit un besoin de 15 000 GWh. Avec la profondeur utile de 3600 m, chaque MWh correspondait à l’immersion de 10 / 0,1 = 100 tonnes en poids net, soit 150 tonnes en poids brut, ce qui, toujours pour une densité de 3 t/m³, correspond à 50 m³ de roche. Les 15 000 GWh vont donc nécessiter 750 millions de m³, soit 0,75 km³ de roche (disons 1 km³ si la profondeur utile est plus souvent limitée à 2400 m). Les océans recouvrant environ 360 millions de km², l’élévation de leur niveau sera limitée à (1 / 360 millions) km, soit (1 / 360) mm, ou encore 3 microns, ce qui est négligeable (9).

Enfin, quelle est la quantité d’acier nécessaire ? Coques et câbles ensemble, elle est égale, pour une profondeur de 2400 m, à environ la moitié du tonnage de cailloux, qui était dans ce cas de l’ordre de 3 milliards de tonnes. Donc il faudra de 700 à 800 millions de tonnes de coques d’occasion et autant de câbles neufs.

Or, le total de la flotte marchande mondiale est légèrement supérieur à 1 milliard de tonnes (http://fr.wikipedia.org/wiki/Navire_cargo). L’ensemble des systèmes de stockage à seaux pourrait donc être mis en place au fur et à mesure de la réforme de l’essentiel des pétroliers (flotte à réduire après le peak oil), vraquiers, cargos (flottes à renouveler), etc. actuellement en circulation. La durée de vie de ces bateaux pouvant sans doute être comparée à la durée de la phase de transition énergétique que nous appelons de nos vœux, leur utilisation d’occasion peut être envisagée (à condition que leur nouvelle durée de vie résiduelle soit du même ordre de grandeur que l’ancienne), avec cependant une préférence pour l’utilisation des fonds marins les plus profonds possibles.

Quant à la production mondiale d'acier, elle est de 1,41 milliard de tonnes, donc une demie année de production serait nécessaire pour les câbles. Sur 35 ans, cela fait 1,5 %, mais il faut y ajouter le manque d’approvisionnement des aciéries en coques à recycler puisqu’elles seront réutilisées. Il faut donc prévoir d’augmenter de l’ordre de 3 % la production mondiale actuelle en hauts-fourneaux, ce qui est beaucoup mais sans doute encore supportable si le jeu en vaut la chandelle.

Sauf s’il existe des solutions de stockage encore plus intéressantes, ce qui serait forcément une bonne nouvelle, il me semble que les calculs qui précèdent, si on peut les confirmer, montrent que ce jeu en vaut bien la chandelle, dans la mesure où on peut en déduire qu’il existe au moins une solution de stockage massive, à rendement élevé, sans risque de riverains en colère, simple dans son principe, n’utilisant que des technologies classiques, pouvant être testée progressivement car ne dépendant pas de trop fortes économies d’échelle, et permettant de lever clairement l’hypothèque « énergies renouvelables = intermittence insoluble ».

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1 En plus des installations dédiées aux pointes (hydraulique), de la production d’énergie solaire avec stockage intégré dans le process (CSP - concentrated solar power), de la mutualisation géographique (réseau ultra-haute tension à longue distance), et de la régulation de la demande (smart grid).
Le système qui sera décrit ici et qui consiste par exemple à avoir des systèmes de stockage mécanique d’électri¬cité photovoltaïque aux deux extrémités d’une jonction entre les rives sud et nord de la Méditerranée, admet une variante conservant le CSP s’il est économiquement plus pertinent que l’ensemble « PV + stockage sur la rive sud ». Dans ce cas, la même ligne HT transméditerranéenne pourrait toujours être à la fois rentabilisée, dans la journée, par du PV traversant la mer avant d’aller se faire stocker sur la rive européenne, et pendant l’heure de pointe du soir, par du CSP produisant son énergie solaire en différé.

2 Ainsi que l’énergie nucléaire sur l’opposition jour / nuit, en attendant que les énergies renouvelables prennent le relais.

3 Je fais donc l’hypothèse que pour ces bateaux, la coque reste encore solide au moment où on les envoie généralement à la casse. Si c’était faux, le fait de construire de telles coques à partir d’acier neuf en renchérirait naturellement le coût, mais pas au point d’en faire le principal facteur de coût.

4 Une fois ce câble complètement étiré, il devra, dans sa partie supérieure, supporter son propre poids (allégé de la force d’Archimède) en plus de sa charge ; cela peut se corriger en prenant une section un peu plus grande dans la partie supérieure du câble. Cette masse supérieure générera elle aussi du stockage d’énergie puisque elle sera elle aussi montée et descendue, mais avec une amplitude plus faible. Au total, pour une longueur de 2400 m (Cf. infra), le surcoût en acier pourrait être de l’ordre de 10 %.

5 Et il est tout-à-fait possible de que le pompage-turbinage par des Steps, ou mon système de rouleaux de béton, crémaillères et gares de triage, soient plus compétitifs. Dans ce cas, bravo et tant mieux !

6 http://www.construction-carbone.fr/lacier-de-construction-combien-de-co2/: « 2 tonnes (de CO2 par tonne d’acier) pour la production par hauts fourneaux » ; idem : le guide des facteurs d’émission de l’Ademe donne un facteur d’émission : 870 kg éq. C/tonne pour l’acier de première fonte (réalisé entièrement à partir de minerais de fer et de hauts fourneaux), ce qui se convertit en environ 3 t de CO2 vu les masses atomiques de C et de O.

7 Tout ceci suppose qu’on ne pratique la capture et la séquestration géologique du CO2 ni sur les fumées du haut-fourneau ni sur celles de la centrale à charbon. Si on la pratique sur les deux avec une efficacité équivalente, le raisonnement reste globalement valable.

8 On trouve des fonds marins suffisamment profonds, non seulement un peu partout en Méditerranée, mais aussi dans le golfe de Gascogne, au large de l’Iran, du Maroc, du Japon, de l’Inde, de l’Indonésie, de Taïwan, de la Californie, etc. Les zones côtières insuffisamment profondes sont en Amérique du Nord-Est (le pompage-turbinage à partir des lacs Erie et Ontario y a, de loin, son meilleur potentiel mondial), et en Chine continentale, qui devra trouver d’autres options de stockage.

9 Et même si j’ai fait la pire et la plus fréquente des erreurs d’application numérique, celle qui consiste à se tromper d’un facteur 1000, on arrivera à un effet de hausse du niveau des océans qui sera notablement inférieur à la dilatation supplémentaire qui pourrait résulter de la satisfaction de l’ensemble de nos besoins au moyen de la technologie d’ « énergie thermique de mers », qui a pour inconvénient non négligeable d’enfouir de la chaleur assez profondément dans les océans et donc de contribuer, à peu près autant que le réchauffement climatique évité, à leur dilatation.

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