L’avenir du stockage d’énergie des deux côtés du compteur

Que le stockage de l’énergie soit un sujet brûlant n’est guère une surprise pour personne de nos jours. Même ainsi, le stockage d’énergie peut prendre de nombreuses formes différentes, dont certaines sont plus pertinentes pour le fournisseur de services publics (comme le stockage au niveau du réseau), tandis que d’autres sont pertinentes pour les entreprises et les propriétaires de maison (par exemple, le stockage pour toute la maison), et pourtant d’autres technologies vivent dans cette zone de tension entre utilité et intérêt personnel, comme le véhicule (électrique)-to-grid.

Pour les services publics, beaucoup de bruit est fait à propos de nouvelles technologies brillantes, telles que le stockage à base d’hydrogène, tandis que les propriétaires de maisons et d’entreprises réfléchissent aux avantages de compter uniquement sur la générosité du service public avec des tarifs de rachat, par rapport à la charge d’une grosse batterie des panneaux solaires sur le toit et en utilisant eux-mêmes l’énergie produite. En fin de compte, les questions ici sont de savoir quelles technologies tiendront effectivement leurs promesses et dans lesquelles un propriétaire de maison voudra peut-être investir.

Faire face à une grille changeante

Station de pompage-turbinage du comté de Bath (Crédit : CHA)
Station de pompage-turbinage du comté de Bath (Crédit : CHA)

Pendant de nombreuses décennies, le réseau électrique a été un système relativement simple avec des générateurs et des consommateurs dispatchables, le premier produisant en cas de besoin et le second consommant et un peu de stockage sur le réseau pour lisser les bosses et les vallées. Le plus grand changement qui s’est produit au cours des dernières décennies a été l’introduction de générateurs électriques qui ne produisent de l’électricité que lorsque les conditions météorologiques et autres sont idéales.

Le résultat a été que les sommets sont devenus beaucoup plus hauts et les vallées beaucoup plus profondes. Alors que la réduction de la puissance inutile (excédentaire) serait une solution potentielle, une idée populaire consiste à utiliser autant de cette puissance excédentaire que possible ultérieurement en la stockant d’une manière ou d’une autre. À l’heure actuelle, la majeure partie du stockage d’énergie au niveau du réseau est assurée par le stockage d’énergie à air comprimé (CAES) et le stockage d’énergie hydraulique pompée (PHS). Ce que ces deux technologies ont en commun, c’est qu’elles ont toutes deux une densité d’énergie en volume relativement faible, mais qu’elles compensent par cela en ayant beaucoup de volume.

Dans le cas du deuxième plus grand système PHS, la station de stockage par pompage du comté de Bath en Virginie, son réservoir supérieur a une capacité de 43 000 000 m3 (35 599 acres-ft), ce qui lui fournit un potentiel gravitaire suffisant pour fournir de l’énergie pendant 11 heures à environ 3 GW, pour un total de 24 GWh. Avec une efficacité aller-retour de 79 %, il fournit un stockage important pour l’interconnexion PJM, pour stocker l’énergie et soulager les interconnexions de transmission entre les parties du réseau.

Pour CAES, il n’y a pas autant d’installations que d’installations PHS, principalement en raison de la complexité de trouver des cavernes souterraines avec les bonnes propriétés (étanches). Pour cette raison, seules deux installations CAES sont actuellement en service dans le monde : les usines CAES de McIntosh, Alabama (États-Unis) et de Huntorf, Elsfleth (Allemagne). Le premier a une capacité de 2 860 MWh, le second de 870 MWh.

En raison du processus diabatique utilisé avec ces centrales CAES, le processus de compression crée de la chaleur perdue et l’expansion ultérieure nécessite un apport de chaleur. Dans le cas de ces centrales existantes, des centrales au gaz naturel sont utilisées à cette fin, ce qui, dans le cas de la centrale McIntosh CAES, se traduit par un rendement global du système de 27 %, jusqu’à plus de 40 % lorsqu’il est combiné à des mécanismes de récupération d’énergie.

Pour PHS, le nombre de nouveaux sites potentiels où de tels sites de stockage pourraient être construits de manière économique n’est pas trop élevé, ce qui a conduit à se concentrer sur les nouvelles technologies qui pourraient fournir un stockage de type PHS, sans les complications logistiques et situationnelles.

Stockage d’hydrogène

La soi-disant « économie de l’hydrogène » a ses racines dans les années 1970, lorsque le terme a été inventé par John Bockris lors d’une conférence chez General Motors. L’idée principale sous-jacente est que l’hydrogène peut être utilisé pour décarboner de nombreux aspects des processus industriels, ainsi que pour créer de l’ammoniac (NH3), qui constitue un élément essentiel de l’engrais. Il a également été suggéré d’utiliser l’ammoniac comme forme intermédiaire avant de reconvertir en hydrogène.

A l’heure actuelle, le gaz naturel (GN, essentiellement du méthane fossile) fournit l’essentiel de l’hydrogène et de l’ammoniac utilisés. En conséquence, l’utilisation de l’électricité excédentaire pour créer de l’hydrogène par électrolyse a été suggérée comme source à la place. Cependant, rien de tout cela n’a encore été développé en projets à grande échelle. Cela s’accompagne d’essais pour mélanger l’hydrogène au GN, jusqu’à un certain pourcentage. De grandes quantités d’hydrogène dans les infrastructures GN peuvent entraîner des problèmes tels que la fragilisation du métal, en raison de la diffusion de l’hydrogène à travers les parois des tuyaux.

Pour stocker l’hydrogène, en vue d’une utilisation ultérieure (par exemple, décaler dans le temps de grandes quantités d’énergie), les technologies actuellement matures sont la compression et la liquéfaction. Les complications ici sont la perte d’énergie immédiate de l’électrolyse (~ 20-30%), les pertes de compression ou de refroidissement de l’hydrogène gazeux, les fuites des conteneurs de stockage et, si la conversion en électricité est souhaitée, l’efficacité de 40-60% de une pile à hydrogène (HFC).

Tout pris ensemble, l’efficacité aller-retour d’un système de stockage à base d’hydrogène pour le réseau serait comprise entre 18 et 46 %, selon les études. Cela représenterait une baisse d’efficacité majeure par rapport aux systèmes PHS et CAES, tout en ajoutant plus de complexité et les dangers potentiels de la manipulation de liquides cryogéniques et de gaz hautement inflammables. Cela rend un tel système très difficile à vendre. Lorsque l’hydrogène doit être utilisé immédiatement, la question est également de savoir s’il ne peut pas être produit plus efficacement, par exemple par radiolyse.

Stockage d’énergie thermique

Vue d’ensemble du transfert d’énergie thermique dans la conception du réacteur Natrium. (Source : TerraPower)

Comparativement, le stockage d’énergie thermique (TES) est nettement plus efficace et simple. Il est largement utilisé sous la forme de pompes à chaleur géothermiques qui peuvent refroidir et chauffer les bâtiments assez efficacement. Dans un environnement industriel, le stockage de sel fondu est un type courant de stockage de chaleur sensible, dont le concept est à l’origine des radiateurs à accumulation, que de nombreuses maisons privées utilisent.

Avec les centrales solaires à concentration (CSP), le sel fondu est souvent utilisé pour stocker la chaleur des rayons solaires, après quoi le sel chauffé peut être utilisé pour générer de la vapeur à utiliser avec un générateur à turbine à vapeur conventionnel. C’est également le principe de fonctionnement du réacteur TerraPower Natrium Génération IV, qui utilise la chaleur de la fission nucléaire pour chauffer le sel. En raison de la perte de chaleur lente et du rendement élevé d’un tel système de transfert de chaleur, il peut être utilisé pour générer de l’électricité ou de la chaleur, même après avoir stocké le sel fondu et n’ayant pas utilisé son énergie thermique pendant une semaine.

Un système d’une capacité de 400 MWh nécessiterait un réservoir d’environ 9 m de haut et 24 m de diamètre, n’utilisant que des matériaux conventionnels qui pourraient être manipulés en toute sécurité (lorsqu’ils ne sont pas chauds). Comparé aux complexités des PHS, CAES et surtout des systèmes à base d’hydrogène, les TES pourraient finir par jouer un rôle important pour le stockage de l’énergie. Sans surprise, la centrale CSP de Ouarzazate au Maroc est la plus grande centrale de stockage d’énergie en raison de son stockage de sel fondu à 3 005 MWh.

Garder les choses simples

Même s’il est peu probable que la capacité PHS et CAES soit augmentée de manière significative, il semblerait qu’il existe encore un certain nombre de technologies que les fournisseurs de services publics peuvent envisager pour augmenter la capacité de stockage, même sans recourir à des batteries électrochimiques. Cela donne également quelques indices sur ce qui pourrait avoir du sens pour les propriétaires de maisons privées et d’entreprises.

Étant donné qu’il est peu probable que le stockage en réseau connaisse une expansion massive, les opérateurs de réseau sont peu incités à motiver l’injection d’énergie intermittente à partir de l’énergie solaire et éolienne. Lorsqu’il est possible d’utiliser des panneaux solaires PV installés localement ainsi que des systèmes de chauffe-eau solaires (parfois combinés dans le même panneau) pour recharger une batterie installée à l’intérieur du même bâtiment et chauffer l’eau, les coûts de ce système sont hautement prévisibles, et compensée par l’électricité (et le gaz naturel) non consommée par le fournisseur d’électricité.

Avec les nombreuses incertitudes sur le marché de l’énergie et l’économie mondiale actuelle, il est difficile de dire ce que les années à venir apporteront, mais s’en tenir à des systèmes éprouvés et viser une consommation locale pour les petits producteurs pourrait être la solution.

[Heading image: Noor III Solar Tower of the Ouarzazate Power Station, at dusk. (Credit: Marc Lacoste) ]