Eau: effets pervers du stockage

Eau:  effets pervers du stockage

 Le stockage de l’eau dans des réservoirs est aujourd’hui la principale réponse aux sécheresses : elle n’est pourtant pas toujours efficace voire peut accroître la dépendance à l’eau. Par Florence Habets, École normale supérieure (ENS) – PSL

 

Les vagues de chaleur et de sécheresse sans précédent en France et plus largement en Europe continentale, avec une succession d’incendies et assèchement des nappes phréatiques seront, selon les projections des hydrologues, de plus en plus fréquentes, voire la « nouvelle norme ». Ces phénomènes, qui s’accélèrent, sont par ailleurs constatés dans différentes régions du monde.

On entend par sécheresse un déficit en eau par rapport à une situation normale : elle peut se traduire par le niveau des précipitations, de l’eau du sol ou des débits. On parle alors de sécheresses météorologiques, agronomiques ou hydrologiques, les trois pouvant se produire en même temps, mais ayant souvent une dynamique propre.

Ces phénomènes sont directement impactés par le dérèglement climatique, et on anticipe dans le futur des sécheresses plus fréquentes, plus étendues et plus intenses sur une grande partie du globe, et tout particulièrement en France.

Pour lutter contre les sécheresses, le stockage de l’eau est souvent prôné comme une solution. L’idée est de faire des réserves avec l’eau disponible en périodes pluvieuses (hiver) afin d’en conserver pour des usages ultérieurs (en été).

Cela se traduit notamment par la volonté de construire des barrages ou réservoirs, comme l’indiquent les projets dits de territoires, visant à stocker de l’eau et à la partager dans une même zone.

Le monde compterait plus de 16 millions de barrages, totalisant une capacité de stockage estimée entre 7 000 et 10 000 km³. Soit 2 à 3 fois les volumes d’eau contenus dans les rivières du globe.

Les quantités stockées ont fortement augmenté depuis le début du XXe siècle, afin de répondre à une demande croissante d’eau pour les activités humaines. Cela a permis d’étudier l’impact de ces retenues, à la fois sur la ressource et sur la demande, et d’identifier des conséquences sur l’occurrence de sécheresses.

En stockant de l’eau durant les périodes d’abondance pour en favoriser l’usage lors des périodes de basses eaux, les retenues permettent de réduire l’impact de nombreuses crues et sécheresses.

Cette efficacité est toutefois limitée aux événements peu intenses. De fait, de nombreuses études montrent que l’efficacité des barrages est très réduite pour les sécheresses longues (comme, par exemple, dans la péninsule ibérique, en Autriche ou aux États-Unis).

Au Nord de la Chine, durant les 30 dernières années, les activités humaines ont amplifié la sévérité et la durée des sécheresses – certaines durant jusqu’à plus de deux ans. En Espagne, l’analyse des sécheresses entre 1945 et 2005 a mis en évidence que les épisodes secs les plus sévères et les plus longs avaient lieu sur les bassins les plus régulés par la présence de barrages. Cela conduit en outre à un renforcement des sécheresses à l’aval des bassins.

Il apparaît ainsi que la création de grands volumes de stockage d’eau pour l’irrigation ne permet pas d’assurer une alimentation en eau lors des longues sécheresses, du fait à la fois de la difficulté à remplir les barrages et d’un usage de l’eau supérieur à la ressource.

L’amplification des sécheresses par les activités humaines est si marquée qu’a émergé la notion de sécheresse « anthropique » : elle implique uniquement les épisodes secs dus aux prélèvements et à la gestion par des réservoirs, indépendamment des conditions climatiques.

Il ne s’agit pas que d’une fatalité, liée à un besoin en eau, mais d’un cercle vicieux : un déficit en eau – c’est-à-dire un usage de l’eau supérieur à la ressource – conduit à des dégâts socio-économiques et génère une pression pour créer de nouveaux stocks d’eau : on augmente alors les réservoirs et les volumes stockés.

Mais ce gain de réserves est en fait compensé par une augmentation des usages : par exemple, l’augmentation des surfaces irriguées ou la croissance démographique qui élève la consommation en eau potable. Ces évolutions sont aggravées par des facteurs climatiques qui évoluent. De nouveaux déficits en eau apparaissent alors, et avec eux d’autres dégâts socioéconomiques.

Plutôt que de développer des stratégies de réduction des consommations, on induit une dépendance accrue aux infrastructures d’approvisionnement en eau : ce qui renforce la vulnérabilité et les dégâts économiques en cas de pénurie d’eau.

Or, le changement climatique implique de façon quasi-certaine la multiplication de ces carences.

Des études s’intéressent spécifiquement aux impacts de la gestion de l’eau sur les futures sécheresses à l’échelle globale. Mais elles n’intègrent pas ce mécanisme de cercle vicieux, et anticipent donc un nombre de réservoirs constant dans le temps. Seuls les volumes pour l’irrigation varient en fonction du climat. Dans ce contexte, qui ne tient pas compte de l’évolution des besoins en eau potable, les aménagements humains permettront de réduire de 10 % la hausse des sécheresses agronomiques, c’est-à-dire, le déficit d’eau dans les sols, mais conduiront à une augmentation de 50 % de l’intensité des sécheresses en rivière

 

La multiplication des retenues d’eau nuit à leur fonctionnalité, en limitant leur capacité de remplissage, puisqu’elles sont plus nombreuses à partager une même ressource limitée. Même si ces réservoirs ne font pas l’objet de prélèvement pour des activités humaines, ils connaissent des pertes par évaporation, ce qui réduit la ressource en eau.

Ces facteurs sont particulièrement aggravés lors de sécheresses longues, événements malheureusement voués à devenir plus fréquents dans le contexte du dérèglement climatique. Toutes les actions de réduction de la consommation en eau seront bénéfiques pour diminuer notre vulnérabilité lors de ces événements.

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Par Florence Habets, Directrice de recherche CNRS en hydrométéorologie, professeure, École normale supérieure (ENS) – PSL.

La version originale de cet article a été publiée sur The Conversation.

Une stratégie de stockage d’eau pour faire face à la crise alimentaire.

Une stratégie de stockage d’eau pour faire face à la crise alimentaire.

La  FNSEA réclame une véritable stratégie de stockage d’eau.  En ce début de semaine, le mercure frôle par certains endroits les 30°C entraînant un manque d’eau. Entre septembre et avril 2022, le déficit de précipitations est estimé à 19%, et le déficit de recharge des nappes phréatiques est de 20%

La  FNSEA plaide pour un stockage de l’eau. Le gouvernement a d’ailleurs annoncé fin avril que les agences de l’eau pourraient dépenser 100 millions d’euros supplémentaires pour aider les filières agricoles à s’adapter ou créer des retenues d’eau. Une étape encore insuffisante. « Ce que nous dénonçons, c’est la gestion catastrophique de l’eau depuis plus de quinze ans. Nous stockons seulement 1,5% de l’eau qui tombe à l’automne et au début de l’hiver alors qu’en Espagne, ils sont à 17 ou 18% », déplore Luc Smessart, vice-président de la FNSEA.  »Ce qu’il faut c’est une continuité et une cohérence avec un vrai projet stratégique », poursuit-il, regrettant les oppositions associations écologiques et de certains syndicats paysans contre le stockage de l’eau. Il met en garde : « Si nous ne pouvons plus produire en France, il y en a d’autres qui le feront pour nous et on voit bien que nous avons délégué à d’autres pays comme l’Ukraine ou la Russie la production d’une partie de notre alimentation ce qui provoque des pénuries » et des hausses de prix. Et d’ajouter : « Nous devons accorder autant d’importance à la souveraineté de l’eau qu’à celle alimentaire ou énergétique ».

D’autres solutions sont également à chercher dans les progrès de la génétique qui permet de créer des variétés plus résistantes à la sécheresse. Les agriculteurs tentent par ailleurs d’adapter leurs méthodes de travail aux évolutions climatiques notamment en récoltant plus tôt lorsque cela est possible.

 

 

 

Énergie : l’avenir passe aussi par les batteries de stockage

Dix ans après l’explosion de la fracturation hydraulique aux Etats-Unis, le marché énergétique fait face à un nouveau bouleversement dû à l’association des énergies renouvelables et des batteries de stockage (Un article du Wall Street Journal)

 

 

Avec 36 centrales thermiques à gaz naturel, Vistra possède un des plus vastes parcs des Etats-Unis. Il n’envisage pas d’en acheter ou d’en construire davantage.

En revanche, l’entreprise a bien l’intention d’investir plus d’un milliard de dollars dans des centrales solaires photovoltaïques et dans des batteries de stockage au Texas et en Californie. Cette transformation de son activité dans un secteur énergétique que de nouvelles technologies sont en train de refaçonner est une question de survie.

« Je n’ai aucune intention de devenir le prochain Blockbuster Video, affirme Curt Morgan, directeur exécutif de Vistra. Hors de question que je regarde sans rien faire cette entreprise ancestrale décliner et se faire évincer. »

Il y a une dizaine d’années, lorsque la fracturation hydraulique (fracking) a permis l’accès à des quantités de cette matière première bon marché, le gaz a supplanté le charbon en tant que première source d’énergie électrique aux Etats-Unis. Aujourd’hui, déjà, le gaz naturel se retrouve lui-même confronté au même type de concurrence, représenté cette fois par des batteries rentables, chargées à l’énergie solaire et éolienne.

L’électricité produite grâce au gaz naturel représentait 38 % du total en 2019, selon l’EIA, l’Agence d’information sur l’énergie américaine. Le gaz est capable de fournir de l’énergie 24h/24 ainsi que d’intensifier sa production pendant les pics de consommation. De leur côté, éoliennes et panneaux solaires ont gagné des parts de marché conséquentes. Or, à mesure que le prix des batteries de stockage baisse, celles-ci sont couplées à cette énergie verte et s’imposent en stockant une énergie renouvelable peu chère qu’elles libèrent lorsque le soleil se couche ou que le vent tombe.

Le stockage d’énergie constitue moins de 1 % du marché de l’électricité américain et, pour l’instant, il concerne principalement les générateurs solaires, dont la production est relativement prévisible et facile à augmenter avec le stockage. Mais l’association des batteries de stockage et des énergies renouvelables menace de gâcher les milliards de dollars d’investissement dans le gaz naturel et fait naître des inquiétudes face à l’idée que les centrales thermiques bâties ces dix dernières années, et financées dans la perspective qu’elles seraient en service pendant plusieurs décennies, ne deviennent des « actifs irrécupérables », c’est-à-dire des équipements abandonnés avant d’avoir été amortis.

Dans tout le pays, une grande part de la croissance des énergies renouvelables est conduite par des réglementations des Etats exigeant des fournisseurs de livrer certaines quantités d’énergie verte, et par des incitations fiscales au niveau fédéral qui rendent les énergies éolienne et solaire plus compétitives d’un point de vue économique.

Mais ces dernières années, les prix des énergies renouvelables sont devenus de plus en plus compétitifs même sans subventions, poussant toujours plus d’entreprises à réduire volontairement leurs émissions de carbone en investissant dans l’énergie solaire et éolienne au détriment de celle produite par les énergies fossiles. Et le spectre de nouvelles régulations fédérales et au niveau des Etats dans le cadre de la gestion du changement climatique pousse à accélérer la tendance.

Le président Biden propose d’étendre les crédits d’impôts sur les énergies renouvelables aux projets d’installations énergétiques autonomes — des systèmes qui ne font pas partie d’un réseau—dans le cadre de son plan de financement d’infrastructures de 2 300 milliards de dollars, ce qui pourrait alimenter encore davantage le marché déjà florissant du stockage d’énergie.

Quoi qu’il en soit, tandis que les batteries de stockage aident le solaire et l’éolien à supplanter les sources d’énergie traditionnelles, certains investisseurs prennent ce projet avec des pincettes en se disant qu’eux aussi pourraient à leur tour se retrouver en mauvaise posture au cours des prochaines années si d’autres avancées technologiques s’avéraient trouver des moyens plus efficaces encore de stocker l’énergie.

Et si les batteries peuvent fournir de l’électricité lorsque les autres sources ne fonctionnent plus, la plupart des batteries actuelles n’en sont capables que pendant quelques heures avant d’avoir besoin d’être rechargées, ce qui les rend pratiquement inutiles lors de coupures prolongées.

Les centrales thermiques à gaz luttent déjà contre la concurrence des parcs éoliens et des centrales solaires. Duke Energy, fournisseur d’énergie basé à Charlotte, en Caroline du Nord, qui livre de l’électricité et du gaz naturel dans certaines régions de sept Etats, envisage encore de construire de nouvelles centrales à gaz. En revanche, il a refait ses calculs financiers afin de répercuter un amortissement plus rapide de ces centrales, dans la mesure où il se pourrait qu’elles ne soient pas opérationnelles aussi longtemps que prévu.

Duke propose de construire rien de moins qu’une capacité de 9 600 mégawatts de nouvelles installations à gaz en Caroline du Nord et du Sud afin de contribuer à répondre à la demande, tout en arrêtant les centrales à charbon et en investissant plus largement dans les énergies solaire et éolienne. Mais dans ses documents officiels, l’entreprise reconnaît que face aux nouveaux progrès technologiques, toute nouvelle centrale à gaz est susceptible de devenir un actif irrécupérable et d’échouer à financer son propre amortissement. Un mégawatt d’électricité peut alimenter environ 200 foyers, selon l’Electric Reliability Council of Texas qui gère le réseau électrique de l’Etat. Certaines estimations placent ce chiffre plus haut encore.

Pour pallier le problème, Duke envisage de ramener la durée de vie attendue de la centrale d’une quarantaine d’années à 25 ans et de récupérer l’argent perdu grâce à un amortissement accéléré, mesure comptable qui permettrait à l’entreprise de sortir davantage de dépenses du bilan plus rapidement que d’ordinaire. Il pourrait également envisager de convertir la centrale pour la faire fonctionner à l’hydrogène, dont la combustion n’émet pas de carbone.

« C’est un risque sur lequel nous gardons un œil, mais c’est un risque qu’il nous faut envisager pour toutes les décisions technologiques que nous prenons », explique Glen Snider, directeur de la gestion intégrée des ressources de Duke, en soulignant que tous les investissements énergétiques sont susceptibles, tôt ou tard, d’être mis en concurrence.

Aux Etats-Unis, plus de 60 000 mégawatts d’énergie à base de gaz ont été livrés depuis 2014, selon l’EIA. A l’instar des centrales à charbon, dont beaucoup ont été forcées de fermer plus tôt que prévu, les centrales à gaz ont été financées dans l’optique d’un fonctionnement sur plusieurs décennies.

Les coûts non amortis résultant de l’arrêt précoce des centrales à charbon sont généralement faibles car nombre d’entre elles ont été construites il y a plusieurs dizaines d’années et approchent de la fin de leur durée de vie utile, estime la société d’analyse financière Moody’s Investors Service. En revanche, une grande partie du parc des centrales à gaz du pays est plutôt récente, ce qui augmente le potentiel de coûts non-amortis dans l’éventualité de fermetures à grande échelle au cours des vingt prochaines années.

Ce sont les centrales à gaz fournissant de l’énergie toute la journée qui courent le plus de risque d’être évincées. Ce genre de centrale « de base » doit généralement fonctionner entre 60 % et 80 % de ses capacités pour être viable économiquement, ce qui les rend vulnérables lorsque les batteries de stockage pallient les manques causés par les centrales solaires et les parcs à éoliennes.

Aujourd’hui, ce type de centrale tourne autour de 60 % de ses capacités aux Etats-Unis, selon la société d’analyse de données IHS Markit. D’ici la fin de la décennie, celle-ci estime que cette moyenne devrait tomber à 50 %, ce qui suscite des perspectives de faillite et de restructuration pour les moins performantes.

« Elles sont menacées par des tonnes d’acteurs du renouvelable, explique Sam Huntington, directeur associé pour le gaz, l’électricité et les marchés de l’énergie à IHS Markit. Comme ce qui est arrivé au charbon. »

Il n’a fallu que quelques années pour que le gaz peu onéreux obtenu par la fracturation hydraulique ne supplante le charbon dans la production d’électricité. Entre 2011, peu de temps après le début de la flambée du fracking, et 2020, plus de 100 centrales à charbon d’une capacité de plus de 95 000 mégawatts ont été fermées ou reconverties pour fonctionner au gaz, selon les chiffres de l’EIA. Et 25 000 mégawatts de plus devraient fermer d’ici 2025.

La plupart des batteries de stockage utilisent du lithium-ion, le type de technologie utilisée dans les véhicules électriques. Elles ressemblent à de grands conteneurs et sont le plus souvent regroupées afin de créer des sites capables de fournir de grandes quantités d’électricité. Certaines sont reliées à des sources d’énergie renouvelable, tandis que d’autres sont indépendantes et utilisent l’énergie du réseau.

Les batteries de stockage sont le plus souvent associées à des centrales solaires plutôt qu’à des parcs d’éoliennes à cause de la prévisibilité de l’énergie fournie et parce qu’il est plus simple d’obtenir des crédits d’impôts fédéraux pour ce genre de dispositifs. Certaines entreprises développent cependant des parcs d’éoliennes couplées avec des batteries, marché qui devrait croître à mesure que les coûts technologiques baissent.

Même au Texas, un Etat qui comporte un marché énergétique à la concurrence féroce et qui n’impose aucune restriction d’émissions de carbone, il n’y a quasiment aucune centrale à gaz en construction alors que le nombre de centrales solaires et de batteries progresse rapidement

Déjà, le coût de décharge d’une batterie de 100 mégawatts fournissant deux heures d’électricité est à peu près équivalent à celui de la production d’électricité par les centrales électriques spéciales qui fonctionnent pendant les pics de demande. Ce type de batterie peut se décharger pour la modique somme de 140 dollars le mégawattheure, tandis que les centrales « d’urgence » les moins chères — qui compensent sur demande quand la fourniture d’énergie vient à manquer — produisent pour 151 dollars le mégawattheure, selon la banque d’investissements Lazard.

Les centrales solaires couplées à des batteries sont en train de rivaliser avec les centrales à gaz constamment opérationnelles. Ces types de systèmes sont capables de produire de l’énergie pour 81 dollars le mégawattheure seulement, selon Lazard, tandis que les centrales à gaz les plus coûteuses tournent en moyenne autour de 73 dollars. Les grands projets de batterie en cours dans les Etats de New York et de Californie sont en partie motivés par des obligations imposées par les Etats de réduire les émissions de carbone et ne visent pas seulement à améliorer l’aspect économique des batteries.

Même au Texas, un Etat qui comporte un marché énergétique à la concurrence féroce et qui n’impose aucune restriction d’émissions de carbone, il n’y a quasiment aucune centrale à gaz en construction alors que le nombre de centrales solaires et de batteries progresse rapidement. Selon l’Electric Reliability Council of Texas, dans l’Etat les entreprises visent près de 88 900 mégawatts d’énergie solaire, 23 860 mégawatts d’éolienne et 30 300 mégawatts de capacité de stockage. En comparaison, seulement 7 900 mégawatts de capacité supplémentaire fournie par des centrales à gaz sont envisagés.

Les fournisseurs d’énergie et les gestionnaires du réseau doivent prendre en compte la perspective que les nouvelles sources ne soient pas aussi fiables que les centrales électriques qu’elles remplacent, en tout cas au départ, et les pannes d’électricité du Texas de février dernier en sont une bonne illustration.

Cet Etat a connu des jours entiers de pannes électriques dévastatrices lorsqu’une violente tempête hivernale a gelé de nombreuses sources d’approvisionnement énergétique : éoliennes, centrales à gaz et nucléaires, alors même que la demande connaissait un pic dû à la chute des températures en dessous de zéro.

Selon les dirigeants d’entreprises et les analystes, même si le Texas avait eu davantage de réserves, cela n’aurait probablement pas fait une grande différence pour pallier la pénurie, advenue à une saison où centrales solaires et parcs éoliens ne sont pas très productifs. La plupart des batteries de stockage actuelles peuvent fournir de l’électricité pendant quatre heures maximum avant d’avoir besoin d’être rechargées.

L’été dernier, la Californie a pâti de sa décision de réduire rapidement sa dépendance aux centrales à gaz. En août, pendant une vague de chaleur intense qui a balayé l’ouest du pays, les gestionnaires de réseau californiens ont dû imposer des blackouts afin de remédier à une pénurie d’offre à un moment où la demande flambait. Dans une analyse a posteriori co-publiée par la California Public Utilities Commission et la California Energy Commission, l’opérateur identifie le passage rapide à l’énergie solaire et éolienne comme un des facteurs ayant contribué au problème.

Comme de nombreux fournisseurs d’énergie, Vistra ne s’attend pas à voir les centrales à gaz évincées dans l’immédiat. M. Morgan, qui a fermé un certain nombre de centrales à charbon et à gaz de Vistra depuis qu’il en est devenu CEO en 2016, estime que la plupart des centrales à gaz que l’entreprise possède encore resteront en fonction pendant les vingt prochaines années.

Après 2030, il anticipe qu’elles seront moins fréquemment utilisées à mesure que les batteries fourniront l’électricité produite par les centrales solaires et éoliennes. Vistra est en train de mettre au point ce qui devrait être le plus gros projet de stockage d’énergie du monde à Moss Landing, juste au nord de Monterey, en Californie. Les batteries sont installées à l’endroit où étaient autrefois les turbines dans l’enceinte d’une centrale à gaz désaffectée de la taille de presque trois terrains de foot. Lorsque le complexe sera achevé, les batteries fourniront 400 mégawatts d’électricité pendant quatre heures, suffisamment pour alimenter plus de 225 000 foyers.

Au Texas, lieu de naissance de la fracturation hydraulique moderne, les entreprises utilisent depuis des années la manne de la flambée du gaz pour alimenter les centrales utilisées en cas de pics de demande, et qui ont pu gagner beaucoup d’argent sur le marché énergétique de gros lorsque celle-ci a explosé

D’énormes batteries sont en train d’évincer des centrales à gaz plus anciennes ailleurs dans le pays. En début d’année, Florida Power & Light, fournisseur propriété de NextEra Energy, a lancé la construction de ce qui devrait être le plus grand système de batterie solaire du monde, destiné à remplacer deux turbines à gaz d’une centrale voisine. Le Manatee Energy Storage Center aura une capacité de 409 mégawatts, suffisamment pour alimenter Disney World en électricité pendant environ sept heures.

Au Texas, lieu de naissance de la fracturation hydraulique moderne, les entreprises utilisent depuis des années la manne de la flambée du gaz pour alimenter les centrales utilisées en cas de pics de demande, et qui ont pu gagner beaucoup d’argent sur le marché énergétique de gros lorsque celle-ci a explosé.

Certaines sont en train de se poser des questions depuis que des investissements massifs dans la construction de centrales solaires et éoliennes ont rendu la concurrence difficile pour les centrales à gaz et que les batteries de stockage menacent de constituer de nouveaux obstacles.

Quantum Energy Partners, une société de capital-investissement basée à Houston, a vendu ces dernières années un portefeuille de six centrales à gaz au Texas et dans trois autres Etats juste en voyant à quel point les énergies renouvelables devenaient concurrentielles. Elle travaille aujourd’hui à développer plus de 8 000 mégawatts de projets solaires, éoliens et de batteries dans dix Etats.

« Nous avons changé notre fusil d’épaule » explique Sean O’Donnell, partenaire qui contribue à la surveillance des investissements de la société. « Tout ce que nous avions en termes d’énergie traditionnelle, nous avons décidé de le vendre, compte tenu des perspectives d’intensification de la concurrence et de baisse des revenus. »

(Traduit à partir de la version originale en anglais par Bérengère Viennot)

 Quelle régulation et quel stockage de l’électricité renouvelable

 

Stefan Ambec et Claude Crampes, Toulouse School of Economics évoque dans la Tribune la problématique du stockage d’électricité renouvelable et sa régulation.

 

 

. Tant que la demande d’électricité ne sera pas capable de s’adapter aux fluctuations de l’offre, l’équilibrage en temps réel du réseau nécessitera une grande flexibilité de l’offre, et notamment le stockage/déstockage de l’énergie électrique produite par le soleil et le vent. Dans le système électrique, on entend par stockage d’énergie « le report de l’utilisation finale de l’électricité à un moment postérieur à celui auquel elle a été produite, ou la conversion de l’énergie électrique en une forme d’énergie qui peut être stockée, la conservation de cette énergie et la reconversion ultérieure de celle-ci en énergie électrique ou son utilisation en tant qu’autre vecteur d’énergie» (Article 2(59) de la Directive (EU) 2019/944).

La définition est très large, n’excluant apparemment aucune technologie, aucun acteur ni aucune utilisation de l’énergie stockée. Mais selon le niveau des aides publiques qui seront accordées au stockage, il faut s’attendre à des discussions plus ou moins animées entre les différentes parties prenantes de l’industrie. Par exemple, faut-il considérer les ballons d’eau chaude qui équipent 11 millions de foyers en France comme des équipements de stockage ? Oui puisqu’il s’agit de chauffe-eaux électriques à accumulation, programmables pour chauffer en heures creuses l’eau utilisable à tout instant. Non car les heures creuses sont essentiellement nocturnes et ce ne sont donc pas les panneaux photovoltaïques qui permettent d’alimenter les cumulus, alors que la réglementation européenne vise explicitement à renforcer l’intégration de l’électricité produite à partir de sources renouvelables. Ainsi, pour l’Ofgem, si l’énergie thermique n’est pas reconvertie en électricité avant usage, elle n’est pas considérée comme du stockage. Les véhicules électriques quant à eux sont présentés comme des moyens de stockage décentralisé, mais selon les heures de recharge des batteries et les lieux de branchement, leur rôle peut se révéler bénéfique ou néfaste pour le système électrique ; ils sont donc à encourager ou à décourager selon leur usage temporel et spatial.

En ce qui concerne les installations de taille industrielle, pour l’heure l’essentiel du stockage se fait dans les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Mais les choses sont en train de changer. Aux Etats-Unis, il est prévu de faire passer la puissance de stockage installée de 1,2 gigawatts en 2020 à 7,5 gigawatts en 2025 avec des super-batteries lithium-ion dont le coût a fortement baissé grâce au décollage des ventes de véhicules électriques. Mais ces installations ne sont utilisables à pleine puissance que pour des durées de l’ordre de 4 heures. Elles ne permettront donc pas de résoudre les problèmes posés par les fluctuations saisonnières de la production d’électricité à partir de ressources renouvelables.

Stockage et réseau

Tout le monde n’est pas autorisé à se lancer dans l’activité de stockage. D’après les article 36 et 54 de la Directive (EU) 2019/944, les gestionnaires de réseau de distribution et de transport ne peuvent pas être propriétaires d’installations de stockage d’énergie, ni les développer, les gérer ou les exploiter… sauf si aucun tiers n’est prêt à investir dans des installations nécessaires à l’accomplissement des tâches du distributeur ou du transporteur, et à condition que l’opérateur du réseau n’utilise pas ces installations pour faire de l’arbitrage sur les marchés de l’électricité. Pourquoi l’opérateur d’un réseau de distribution ou de transport est-il autorisé à posséder des installations de stockage seulement pour assurer la sécurité du réseau ? Pourquoi ne peut-il acheter ou vendre de l’électricité sur les marchés ? On peut avancer deux raisons : l’une est d’éviter les subventions croisées entre le stockage d’énergie et les fonctions réglementées de distribution ou de transport. La seconde est le risque de voir le gestionnaire d’une infrastructure user de sa position de contrôleur du réseau pour biaiser l’accès d’autres opérateurs et assurer ainsi à ses propres installations des profits abusifs sur le marché de l’électricité.

En effet, un réseau électrique est un monopole naturel puisque sa duplication est plus coûteuse qu’une installation unique, mais c’est aussi une « infrastructure essentielle » puisque, en l’état actuel des connaissances techniques, les producteurs d’électricité doivent passer par le réseau pour alimenter leurs clients. Cela fait deux bonnes raisons pour que la distribution et le transport soient des activités régulées, avec des niveaux de qualité de service et des tarifs d’utilisation fixés par une administration publique, en France la CRE. En revanche, le stockage est une activité économique concurrentielle … ou du moins devrait le devenir avec la baisse du coût des batteries. Donc, de même que les distributeurs et transporteurs d’électricité contrôlés par le régulateur sectoriel ne sont pas autorisés à produire d’énergie, ils ne sont pas autorisés à la stocker pour vendre sur les marchés de gros ou de détail, activités surveillées par les autorités de la concurrence.

La Directive citée prévoit même que les autorités de régulation doivent organiser au moins tous les cinq ans une consultation publique portant sur les installations existantes de stockage d’énergie afin d’évaluer la disponibilité et l’intérêt potentiels à investir dans ces installations. Si la consultation publique montre que des tiers sont en mesure d’être propriétaires et d’exploiter de manière rentable des installations, l’autorité de régulation demande au gestionnaire de réseau concerné de cesser progressivement son activité dans ce domaine dans un délai de 18 mois, éventuellement contre compensation pour récupérer la valeur résiduelle des investissements réalisés.

Stockage et marché

En plus des opérations d’équilibrage du réseau pour lesquelles une rémunération spécifique peut être arrêtée par le régulateur, les installations de stockage permettent de dégager des bénéfices sur les places de marché en achetant quand le prix est bas et en vendant quand le prix est élevé. Puisque les opérateurs de réseau sont exclus de ces transactions commerciales, les candidats potentiels sont tous les autres acteurs de l’industrie électrique (producteurs, commercialisateurs, agrégateurs, consommateurs), mais aussi les équipementiers, sans oublier les fabricants de véhicules électriques (voir le billet du 2 juin 2020). La question de savoir s’il faut en passer par la création d’un statut ad hoc d’opérateur de stockage reste ouverte (CRE).

Pour accéder aux places de marché, les opérateurs des installations de stockage ont besoin bien sûr d’une connexion physique, mais aussi d’une autorisation. Aux Etats-Unis, il a fallu plusieurs années de bataille juridique et une ordonnance de la Cour d’appel du district de Columbia donnant raison au régulateur fédéral (FERC) pour autoriser les exploitants d’installations de stockage situées dans un réseau de distribution ou derrière un compteur de détail à participer directement aux marchés de gros alors qu’ils étaient interdits d’accès par les autorités de régulation des États.

On sait que les marchés de gros fonctionnent par classement des offres et demandes par « ordre de mérite » et détermination d’un prix d’équilibre pour chaque tranche horaire ou bihoraire. L’insertion des enchères soumises par les exploitants d’installations de stockage devrait se faire selon les mêmes principes, sachant bien entendu qu’une installation peut à chaque instant se présenter comme acheteuse si le prix est bas et vendeuse s’il est élevé, donc intervenir sur les deux côtés du marché. Cette insertion passe par le calcul dynamique de la valeur de l’énergie contenue dans le « réservoir » et la comparaison de cette valeur interne avec le prix de marché, en tenant compte des pertes provoquées par la double transformation de l’énergie électrique. Reste l’épineuse question des risques de manipulation de prix par les gros opérateurs du stockage, et les gros producteurs ou les gros consommateurs d’énergie. L’intérêt d’interdire ou d’autoriser une intégration verticale producteur/stockeur ou consommateur/stockeur dépend de la configuration du réseau puisque selon le degré de congestion des lignes la même capacité d’injection ou de retrait d’électricité peut avoir des effets différents sur l’équilibre des marchés.

La progression de l’industrie du stockage d’électricité poussée par le développement des énergies renouvelables va demander une répartition claire des tâches entre les organismes de régulation. Il ne sera pas toujours facile de distinguer entre les installations entièrement dévolues à la sécurité du réseau, donc sous contrôle du régulateur sectoriel, et celles utilisées pour participer aux marchés, donc surveillées par les autorités de la concurrence. Beaucoup d’acteurs économiques sont intéressés par cette activité puisque l’appel à contributions sur le stockage de l’électricité par batteries lancé par la CRE au début de 2019 a suscité près de 50 réponses. Le recours au système du « bac à sable réglementaire » donne la possibilité d’encourager l’émergence de nouvelles idées pour encadrer de façon efficace les innovations proposées par les parties intéressées.

Captage et le stockage du CO2: un investissement d’1,6 milliards d’euros de la Norvège dans un procédé douteux

Captage et le stockage du CO2: un investissement d’1,6 milliards d’euros de la Norvège dans un procédé douteux

 

La technique du captage et stockage du CO2 est utilisée depuis des décennies, principalement en Amérique du Nord. Lors de la production et du traitement du gaz naturel par exemple, le CO2, gaz associé, est séparé pour obtenir un gaz de plus haut pouvoir calorifique. Cette technique est utile aussi dans l’extraction du pétrole: l’injection sous pression de CO2 dans le gisement permet d’améliorer le taux de récupération du pétrole.

Les procédés de séparation du CO2 dans des centrales électriques sont déjà testés dans des installations pilotes; l’utilisation commerciale d’un système CSC complet est en revanche encore à venir. Car les coûts et la consommation d’énergie sont encore très élevés, et les risques en relation avec l’ensemble du procédé, du captage au transport et au stockage à long terme, doivent encore être éclaircis et minimisés.

Le gouvernement norvégien a indiqué ce lundi vouloir investir 16,8 milliards de couronnes (1,6 milliard d’euros) dans le captage et stockage de carbone (abrégé CSC en français ou CCS en anglais pour « Carbon capture and storage« ), une technologie jugée prometteuse pour le climat mais extrêmement coûteuse.

L’annonce survient le jour même où le groupe Extinction Rebellion menait une action à Oslo pour protester contre la politique pétrolière de la Norvège, plus gros producteur d’hydrocarbures d’Europe de l’Ouest.

Baptisé « Longship » du nom des bateaux vikings, « c’est le plus grand projet climatique jamais réalisé dans l’industrie norvégienne », a déclaré la ministre du Pétrole et de l’Énergie, Tina Bru, en présentant un Livre Blanc sur le CCS.

Le gouvernement dit vouloir financer prioritairement la réalisation d’un projet de captage et stockage de CO2 sur une usine de ciment à Brevik, dans le sud du pays.

Stockage des eaux de pluie : un non-sens 

Créer des barrages pour lutter contre la sécheresse est une proposition inefficace, irresponsable et contraire à l’intérêt général comme à celui des agriculteurs, dénonce, dans une tribune au « Monde », Christian Amblard, directeur de recherche honoraire au CNRS.

Tribune.

 

Le ministère de l’agriculture a annoncé la création de nombreuses retenues d’eau, prétextant que les précipitations qui tombent en automne et en hiver seraient inutiles et perdues, et qu’il faudrait donc les stocker. Ce n’est, en fait, pas du tout le cas. Bien au contraire, l’eau qui s’infiltre et réalimente les nappes dans le sous-sol est beaucoup plus utile pour l’ensemble des utilisateurs et, notamment, pour les agroécosystèmes [écosystèmes modifiés par l’homme], que l’eau stockée dans des retenues. Celle-ci ne servira qu’à irriguer les cultures de quelques grandes exploitations et donc une part infime des terres agricoles.

 

Les barrages sur un cours d’eau assèchent les secteurs situés à leur aval et détruisent ainsi tous les écosystèmes, notamment les agroécosystèmes. Ils brisent la continuité écologique et constituent un obstacle pour beaucoup d’espèces comme les poissons migrateurs. Ils détruisent aussi, en les noyant, les zones humides situées en amont qui jouent un rôle très utile d’éponge, en stockant l’eau en période humide et en la restituant en période sèche.

Alors que les réserves souterraines ne sont pas sujettes à l’évaporation, les retenues d’eau superficielles subissent une très forte évaporation en période de grosses chaleurs et conduisent ainsi à une perte importante de la ressource en eau. Des études récentes (publiées notamment, en 2018, par Katja Friedrich, de l’université du Colorado Boulder, et par Florence Habets et Jérôme Molenat, de Sorbonne Université) montrent que les pertes par évaporation sur les lacs de l’Ouest américain varient de 20 à 60 % des flux entrants. C’est donc une hérésie totale de faire passer en surface les ressources en eaux souterraines, qui assurent une humidification généralisée des sols, pour en perdre une part considérable par évaporation.

La problématique est identique avec la création de « bassines », consistant à creuser dans le sol des trous, de quelques hectares à plusieurs dizaines, et à les remplir avec l’eau des nappes souterraines ou des rivières. Là encore, la ressource utile à tous les écosystèmes se retrouve en surface, soumise à l’évaporation et à la pollution, pour le seul bénéfice de quelques producteurs de cultures non adaptées au terroir local. »

Sécheresse : le stockage de l’eau menacé par le compactage et l’imperméabilisation des sols

Sécheresse : le stockage de l’eau menacé par le compactage et l’imperméabilisation des sols.

Deux dangers menacent la capacité de stockage dans les nappes : d’une part le compactage des solss lié à l’agriculture industrielle, d’autre part l’impermébilisation , ce que constate  sur franceinfo, Florence Habets, hydroclimatologue, directrice de recherche au CNRS. (Interview)

 

Franceinfo : Êtes-vous inquiète de la situation actuelle ? Est-ce que c’est une fatalité ?

Florence Habets : Une fatalité, peut-être pas. Mais on s’attend à ce que ce genre d’évènement se reproduise de plus en plus souvent dans le futur, et en particulier si on ne réduit pas nos émissions de gaz à effet de serre. Au mois de juillet, avoir autant de départements en alerte, voire en crise, c’est très tôt. L’année dernière on avait eu un évènement très fort, mais qui s’était déclaré plus tard. Donc cela peut être problématique. Il y a des régions qui subissent depuis deux ans quelque chose de très fort. Typiquement pour la forêt, cela peut être vraiment très dommageable. Là, c’est sans retour. Quand la forêt commence à mourir, cela ne repousse pas si facilement que cela. Il faut replanter. Mais en deux ans il n’y aura pas une nouvelle forêt. On va sur des impacts très sérieux.

Pour lutter contre la sécheresse, on pense au stockage de l’eau. Est-ce que construire des retenues d’eau est la bonne solution ?

Cela peut être une solution ponctuelle locale très appréciable pour l’agriculture. Mais on sait qu’à l’échelle globale, cela a des effets assez indésirables. Cela favorise la consommation d’un fort volume d’eau. Du coup, on a une diminution de la ressource et une augmentation de la consommation. À un moment, cela pose problème. C’est quelque chose qui a déjà été observé dans plusieurs pays, l’Espagne, les États-Unis, l’Australie. En période de sécheresse, le fait de miser sur des retenues fait qu’on n’a pas pu diminuer nos usages de l’eau. Du coup, on devient encore plus dépendants de cette ressource qui disparaît. Cela peut être tout à fait contre-productif, particulièrement lors des sécheresses longues ou intenses.

Comment anticiper ces sécheresses? Quels types de solutions peut-on mettre en place ?

Les barrages ont un inconvénient, c’est que l’eau est en surface et peut être perdue par évaporation. On a des gros réservoirs qui existent dans beaucoup de régions de France, qui sont les nappes phréatiques souterraines. Favoriser la recherche dans ces nappes, c’est intéressant. On peut aussi favoriser le stockage de l’eau dans les sols. On a perdu de la capacité de stockage de l’eau parce qu’on a compacté les sols, parce qu’ils ont perdu de la matière organique. Si on arrive à regagner de la qualité de ces sols, on peut aussi améliorer leur réserve en eau et avoir moins besoin d’irriguer.

Est-ce qu’il faut désurbaniser ? Est-ce que c’est l’urbanisation croissante qui favorise la sécheresse ?

 

 

Cela n’aide pas à lutter contre, puisque l’eau va s’écouler en surface et contribuer à des crues qui ne sont pas favorables. Ce n’est pas une bonne chose. Actuellement, on perd de la surface naturelle. On continue à imperméabiliser beaucoup. Lutter contre cela, c’est vraiment un moyen important de gagner de la réserve en eau dans les sols et dans les nappes.

Internet : non au stockage des données personnelles par les États-Unis (cour de justice européenne)

Internet : non au stockage des données personnelles par les États-Unis (cour de justice européenne)

 

Finalement la cour de justice de l’Europe s’est montrée moins laxiste que la commission pour autoriser les États-Unis à stocker les données personnelles des Européens. Sans doute a-t-on tenu compte des réticences des grands opérateurs américains pour respecter réellement des règles de déontologie en la matière. La Cour européenne de justice (CEJ), suivant l’avis de son avocat général, a invalidé mardi une directive de la Commission adoptée en juillet 2000 autorisant le transfert de données personnelles d’internautes européens vers les Etats-Unis. La Commission européenne avait fixé un cadre juridique accordant aux Etats-Unis un régime de « Safe Harbour », autrement dit la possibilité de stocker sur des serveurs américains des données personnelles de ressortissants européens. La Cour de justice, dans un communiqué, déclare la décision prise par « la Commission le 26 juillet 2000 invalide ». Elle argue du fait que le cadre juridique prévoit qu’une entreprise ou une société qui entend faire sortir des données de l’UE doit disposer de la part du pays destinataire, en l’occurrence les Etats-Unis, d’un « niveau de protection adéquat à ces données » en prenant en compte « toutes les circonstances » légales ou de fait. Or, dans son avis, l’avocat général auprès de la CEJ estimait que les circonstances n’étaient plus de nature à assurer ce niveau de protection depuis les révélations faites par l’ancien analyste Edward Snowden sur le programme de surveillance Prism de l’Agence de sécurité nationale américaine (NSA). Lors d’une conférence de presse tenue dans l’après-midi, le vice-président de la Commission européenne Frans Timmermans a déclaré que l’UE travaillait à une réforme du système actuel afin de tenir compte de la décision de la CEJ. « Dans l’intervalle, les transferts de données peuvent se poursuivre sur la base d’autres mécanismes » juridiques, a-t-il dit. « Nous travaillons avec les autorités américaines pour rendre les transferts de données plus sûrs pour les citoyens européens. A la lumière de ce jugement (de la CEJ), nous allons poursuivre ce travail pour mettre en place un nouveau cadre, sûr, de transfert des données personnelles à travers l’Atlantique. »