Prenez des radiateurs électriques costauds, utilisés dans l’industrie du verre et d’autres. Prenez des briques réfractaires, ces céramiques dont on fait les fours et qui sont utilisés pour récupérer et stocker de très hautes températures en sidérurgie. Mélangez… de façon très ordonnée, pour que les radiateurs portent rapidement les briques à près de 1500°C, tout en ménageant des espaces pour souffler de l’air et récupérer la chaleur stockée. Enveloppez le tout dans une enveloppe isolante et servez chaud – très chaud. Vous venez de créer un stockage thermique haute température compact, capable de convertir six à douze heures d’électricité photovoltaïque en un souffle continu de chaleur (air, gaz ou vapeur) à 1200°C. Sortez de ce garage où vous avez expérimenté et calculé pendant de longs mois, passez par la case Départ (en anglais : Start-up) et recevez vingt millions de dollars de Bill Gates (via Breakthrough Energy Ventures) pour continuer votre développement et répondre aux premières commandes d’industriels californiens. Rondo Energy est lancée.

L’enjeu ? L’électrification « éolienne et solaire » de la chaleur industrielle – un quart de la consommation énergétique mondiale. Seulement un quart de ce quart est de température assez basse pour être fournie par de très efficaces pompes à chaleur (PAC) industrielles. La sidérurgie, la chimie, les industries papetières, agroalimentaires, du verre et des céramique, les cimenteries, les métaux, machineries, bois et textiles, ont des besoins de chaleur entre 160°C, actuelle limite supérieure des PAC, et 1500°C, voire au-delà.

On lit ici et là que l’électricité n’est pas apte à fournir de la chaleur à des températures aussi élevées. La bonne blague ! La plus importe demande de chaleur à plus de 1000°C est celle de la sidérurgie. Fournie par la combustion du charbon dans les hauts-fourneaux, cette chaleur l’est également par électricité, entre 1800 et 3600°C, dans les fours à arcs, pour fondre notamment les aciers à recycler, et/ou le fer issu de la filière dite « réduction directe » des minerais de fer, toujours oxydés dans la nature[1].

Bien d’autres techniques électro-magnétiques sont déjà utilisés en industrie. Pourtant la part de l’électricité dans la production de chaleur industrielle n’est que de 10% aujourd’hui. Pourquoi ? Tout simplement parce que 80% de l’électricité est encore produite dans des centrales thermiques. Et utiliser directement la chaleur de combustion, plutôt que la transformer en électricité dans une centrale avec un rendement de ~50%, pour refaire ensuite de la chaleur, est plus efficace et moins cher, sauf si la précision des techniques électriques (ou le recours aux PAC) permet de sérieuses économies ou apporte d’importants avantages qualitatifs.

Mais il faudra bientôt éliminer les énergies fossiles de l’industrie comme de la production d’électricité. Comment faire ? La source renouvelable de très loin la plus utilisée en industrie, de très loin, c’est la biomasse, en papèterie surtout, mais elle ne saurait suffire. Les usines alimentées en chaleur géothermique se comptent sur les doigts d’une main, celles qui utilisent la chaleur solaire sont un peu plus nombreuses mais c’est compliqué, et la haute température n’est accessible en pratique que sous des climats chauds et secs, permettant de concentrer les rayons du soleil.

Le stockage thermique est hérité justement des centrales solaires thermodynamique à concentration. Celles-ci conservent la chaleur dans un mélange de sels fondus avant de l’extraire pour faire tourner turbine vapeur et alternateur – par exemple après le coucher du soleil, pointe de demande d’électricité. Le stockage thermique a permis à ces centrales de trouver une niche malgré l’effondrement des coûts du photovoltaïque, compensant le coût plus élevé du solaire thermodynamique par sa plus grande valeur pour les gestionnaires de réseaux.

Les fondateurs de Rondo Energy avaient déjà repensé le solaire à concentration pour répondre aux besoins thermiques des industriels, en construisant à Oman une installation de 350 MW qui injecte de la vapeur dans un champ de pétrole extra-lourd. Lorsque leur principal financier leur a fait faux bond, au tout début de la pandémie, ils se sont dit que l’avenir était désormais au couplage du PV et du stockage thermique. Ils ne sont pas les premiers : Malta Inc les a précédés, optant pour un stockage dans des sels fondus, opérationnels jusqu’à 600°C environ, et se focalise sur le marché des centrales à charbon à convertir en « batteries Carnot ». D’autres ont choisi d’autres matériaux de stockages, béton, roches pulvérisées, acier, aluminium, silicium ou même céramiques, mais ont tous choisi de « recharger » leurs stockages thermiques comme ils les déchargent – par convection, en faisant circuler de l’air (ou un autre gaz) autour et à l’intérieur.

La force de Rondo est peut-être de vouloir « illuminer » directement les briques réfractaires pour les « recharger » plus vite. Son module de base absorbe 70 mégawatts d’électricité pendant quelques heures, et délivre 20 mégawatts thermiques en continu, avec une efficacité impressionnante, supérieure à 98%. Si la possibilité de réemployer les turbines de centrales à charbon privées de combustible n’est pas écartée, la cible principale reste la chaleur industrielle – et la cogénération.

A un coût de 18 millions d’euros pour les premières unités, devant tomber aux alentours de 10 millions en quelques années, la formule est nettement moins coûteuse que les batteries électriques, malgré les baisses de prix déjà constatées, dont on limite l’emploi à quelques heures à peine du fait de leur coût important à l’énergie stockée (~200 €/kWh).

Rondo vise un marché mondial, s’appuyant pour son développement initial sur quelques dispositions bien rémunératrices du marché – et de l’Etat de Californie. Dans un contexte européen, la combinaison de l’éolien et du solaire pourrait donner au stockage thermique davantage de viabilité en hiver que sur son sol natal californien, qui ne se caractérise pas par d’importants vents l’hiver. Pour donner un ordre de grandeur : l’étude Futurs Energétiques 2050 de RTE, le réseau de transport d’électricité, estime dans son scénario de référence la consommation d’électricité française à 645 TWh en 2050, dont 77 TWh de « nouveaux usages industriels » (hors hydrogène) – essentiellement de la chaleur, avec un rendement proche de 100%. En supposant un usage continu, ce serait une puissance continue de 8,8 GW. Si un quart était servi plus efficacement via des PAC, on aurait alors un besoin de 6,6 GW thermique, soit jusqu’à 330 stockages, un marché qu’on pourrait évaluer à 5 milliards d’euros.

Ces stockages permettraient d’éviter une part significative des 26 GW de batteries (de quatre heures maximum) du scénario RTE M0 « 100% Renouvelables », dont RTE a évalué le coût à plus de 20 milliards d’euros. De quoi réduire la différence de coûts entre les scénarios comprenant du nouveau nucléaire et ceux qui n’en comprennent pas, les premiers étant selon RTE plus coûteux que les seconds malgré le plus faible coût des énergies renouvelables – du fait des « flexibilités » nécessaires pour faire face à la variabilité du solaire et de l’éolien.

Reste à voir s’il serait possible d’adapter la technologie a un contexte plus européen. Avec une part d’électricité éolienne nettement plus importante, mais plus irrégulière, un stockage de plus longue durée (pour les mêmes puissances d’entrée et de sortie) permettrait-il d’alléger aussi le recours au stockage de longue durée sous forme d’hydrogène ? On aimerait voir RTE se pencher sur la question.

[1] La réduction directe des minerais s’effectue aujourd’hui avec du gaz fossile, et demain avec de l’hydrogène vert (ou bleu), pour couper court aux émissions de CO₂ dites « de procédé ». Voir https://www.revolution-energetique.com/primeur-mondiale-hybrit-livre-a-volvo-le-premier-acier-produit-avec-de-lhydrogene-vert/