LES DÉFIS DU CEA #241 ÉNERGIES 21 ment stockable et réutilisable à la demande, comme la chaleur ou le gaz hydrogène. Or l’arrivée de ce vecteur hydrogène dans le mix énergétique (voir encadré) suppose également de maîtriser, intégrer et gérer en temps réel de nouveaux convertisseurs (par exemple, électricité vers hydrogène, et hydrogène pour la mobilité). Le cas complexe des véhicules électriques L’émergence des véhicules électriques impose pour sa part une double contrainte. D’une part, si tout le monde connecte sa voiture en fin de journée, cela créera un pic de demande s’ajoutant à celui existant. « Or, il n’est pas question d’augmenter la capacité de production électrique pour absorber ce pic. Il faudra développer des moyens techniques pour que le réseau décide lui-même du moment opportun pour recharger la batterie, et imaginer des incitations économiques pour que les particuliers l’acceptent », illustre Hélène Burlet, directrice-adjointe des programmes énergies à la DES. D’autre part, ces innombrables batteries connectées constituent autant de capacités de stockage distribuées qui peuvent aider à stabiliser la fréquence sur le réseau. C’est le concept V2G du vehicle to grid (de la voiture au réseau) qu’il conviendra également d’intégrer et de piloter de concert avec les autres composantes du mix énergétique. Les exemples de situations et dispositifs inédits à absorber ne manquent pas. Vers des réseaux « intelligents » … Comme le constate Patrice Tochon, « les réseaux actuels, très bien conçus pour leur mission d’origine, ne pourront cependant pas répondre à la nouvelle donne sans être davantage connectés et « intelligents » pour faire fonctionner l’ensemble ». Le gestionnaire devra en permanence avoir accès à un maximum d’informations pour savoir comment équilibrer son réseau à telle ou telle échéance. Tout cela reposera sur une multitude de capteurs pour ausculter le système, des logiciels capables de traiter cette énorme masse de données pour en extraire une information pertinente, et des outils d’aide à la décision en temps réel. Et sur tous ces aspects, le CEA a la capacité d’intervenir avec ses différents instituts  : le Leti dispose d’un portefeuille de capteurs très fourni à déployer ; le List est expert en collecte et traitement du big data ; et les spécialistes de l’Isas possèdent de solides compétences en modélisation et simulation. … et interconnectés « Pour interconnecter les réseaux, il faut également développer des briques technologiques assurant la production, le stockage et/ou la conversion des différentes formes ou vecteurs d’énergie  : une pompe à chaleur pour passer de l’électrique vers le thermique ; des électrolyseurs pour valoriser l’électricité en hydrogène et des piles à combustible pour aller dans l’autre sens ; des SMR pour générer hydrogène, chaleur et électricité… Sur tous ces sujets, le CEA développe des solutions », affirme Patrice Tochon. Trois étapes se dessinent au final sur la route vers 2050. À très court terme, l’objectif est d’améliorer le pilotage des réseaux en prenant mieux en compte et en ajustant la demande. Le CEA s’y emploie déjà avec les grands opérateurs  : RTE et Enedis pour l’électricité ; GRT Gaz et GRDF pour le gaz ; CCIAG et UEM pour la chaleur. Viendra ensuite le temps d’interconnecter ces différents réseaux d’énergie, en particulier au niveau local, pour accroître encore la flexibilité du système. Avec, pour troisième étape, l’arrivée massive des véhicules électriques et la généralisation du recours à l’hydrogène. H 2 L’hydrogène, un vecteur d’avenir L’hydrogène (H 2), peut tout faire, ou presque  : produire de l’électricité via une pile à combustible ; servir de combustible, avec pour seul déchet de la vapeur d’eau ; être transformé en méthane (CH 4) voire en matières carbonées avec l’ajout de dioxyde de carbone (CO 2), ainsi valorisé au lieu d’être rejeté dans l’atmosphère. De plus, il peut être stocké selon différentes options. Pour un H 2 décarboné La France produit chaque année un million de tonnes d’H 2 pour différents usages (raffinage du pétrole, fabrication d’ammoniac, etc.). Et cela, surtout par vaporéformage du méthane (procédé de transformation à partir d’hydrocarbures et en présence de vapeur d’eau), qui libère 10 tonnes de CO 2 pour chaque tonne de H 2 produite… La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) exige donc le « verdissement » du H 2 industriel, à hauteur de 10% d’ici 2023. Seule solution  : l’électrolyse de l’eau, réaction qui ne libère que de l’oxygène. Différentes technologies existent, à des degrés de maturité divers. Électrolyse à haute température Celle du CEA (EHT) nécessite chaleur et électricité. « La molécule d’eau étant stable, il faut beaucoup d’énergie pour la casser. Même si l’apport de chaleur diminue la part électrique nécessaire, celle-ci reste conséquente. L’impact du branchement des électrolyseurs sur le réseau électrique est donc à considérer », prévient Hélène Burlet. D’où l’idée d’utiliser les surplus d’électricité des sources intermittentes, ou pourquoi pas de recourir à de petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) hybrides. Car, dès 2035, il faudrait pouvoir produire 4 à 5 millions de tonnes d’hydrogène par an. I