Le stockage d’énergie au niveau du réseau et le défi du stockage efficace de l’énergie

Bien que chaque réseau électrique commence par la production d’électricité, il arrive parfois qu’il soit très pratique de stocker cette énergie sous une forme quelconque au lieu de l’utiliser immédiatement. Les gadgets alimentés par batterie d’aujourd’hui sont un exemple évident d’un tel décalage temporel, mais le stockage d’énergie joue également un rôle majeur sur le réseau lui-même, que ce soit sous forme électrochimique, mécanique ou sous une autre forme.

Le stockage d’énergie au niveau des services publics est essentiel non seulement pour stabiliser le réseau, mais également pour décaler l’énergie excédentaire dans le temps et fournir un moyen de faire face aux pics soudains de la demande (écrêtage des pics) ainsi qu’aux baisses de la demande en absorbant l’énergie excédentaire. La santé du réseau peut essentiellement être considérée comme une fonction de sa fréquence de courant alternatif (AC), de fortes déviations pouvant conduire à un effondrement du réseau.

Naturellement, un tel stockage d’énergie n’est pas gratuit, et les avantages de son ajout au réseau doivent être considérés par rapport aux dépenses, ainsi que les alternatives potentielles. Avec l’augmentation rapide des générateurs électriques très volatils sur le réseau sous la forme d’énergie renouvelable variable non distribuable, par exemple les éoliennes et le solaire photovoltaïque, il y a eu une poussée pour stocker plus d’énergie excédentaire plutôt que de la réduire, en plus d’utiliser l’énergie stockage pour la santé générale du réseau.

Types de stockage

La centrale électrique à accumulation par pompage de Fengning, dans la province du Hebei (nord de la Chine).  (Crédit : PCP)
La centrale électrique à accumulation par pompage de Fengning, dans la province du Hebei (nord de la Chine). (Crédit : PCP)

Comme mentionné, la plus grande menace pour la stabilité du réseau se présente sous la forme d’une perte de fréquence du réseau, car cela indique une situation où les générateurs connectés et les autres entrées ne sont plus en mesure de se synchroniser. Le résultat est généralement une panne de courant en cascade qui nécessite un redémarrage lent et douloureux du système pour récupérer. Pour cette raison, il est essentiel de disposer d’un stockage sur le réseau capable de répondre aux pics et aux baisses de la demande afin que l’offre et la demande puissent être constamment ajustées.

Ces augmentations et baisses de la demande sont très dynamiques, nécessitant souvent une réponse d’un système de stockage d’énergie en quelques millisecondes, tandis que d’autres changements de la demande sont plus graduels et espacés de quelques minutes à quelques heures. Pour une réponse la plus rapide possible, le volant d’inertie et le stockage par batterie conviennent parfaitement, tandis que le stockage d’hydroélectricité pompée (PHS) et le stockage d’énergie à air comprimé (CAES) conviennent à une augmentation plus progressive de l’absorption et de la libération d’énergie sur de plus longues périodes.

En ce qui concerne ces systèmes de stabilisation du réseau, le coût réel de l’énergie est d’une importance secondaire, car leur fonction première est d’empêcher l’effondrement du réseau. À cet égard, de tels systèmes de stockage font partie intégrante du réseau. Ceci est différent de la façon dont le «stockage en réseau» est entré dans le langage public, dans le sens d’un décalage temporel de grandes quantités d’énergie produites par des sources d’énergie renouvelables telles que les éoliennes et les panneaux solaires photovoltaïques.

À l’extrême, un réseau national est envisagé qui n’utilise que des énergies renouvelables variables ainsi que de l’hydroélectricité, tout en stockant l’énergie excédentaire dans le stockage du réseau pour permettre un décalage dans le temps et une libération sur une période de plusieurs semaines à plusieurs mois à mesure que l’offre fluctue. Naturellement, dans ce scénario où les générateurs dispatchables comme les centrales thermiques sont remplacés par des sources et un stockage sur le réseau pour la plupart non dispatchables, un certain nombre de facteurs sont essentiels. Le premier est le coût du système, suivi du coût d’exploitation, car ceux-ci déterminent le prix ajouté à toute énergie libérée par ces solutions de stockage.

Pour adapter le stockage d’énergie aux niveaux requis pour ce scénario, des technologies pouvant correspondre à PHS et CAES en termes de système et de coûts d’exploitation sont nécessaires. Pendant des décennies, les batteries à refusion ont été développées comme une solution possible.

Batteries à flux redox

Disposition schématique de la batterie à flux redox (RFB).  (Crédit : Clemente et al. 2020)
Disposition schématique de la batterie à flux redox (RFB). (Crédit : Clemente et al. 2020)

Une batterie à flux redox (de réduction-oxydation) – ou RFB – est un type de batterie électrochimique qui utilise une anode liquide et/ou un électrolyte cathodique liquide. Dans la plupart des réalisations, les liquides destinés à la cathode et à l’anode sont séparés par une membrane qui permet l’échange de charges. Théoriquement, ce type de système permettrait une très grande capacité de stockage d’énergie ainsi que la plupart des avantages des batteries sans flux, tels que des temps de réponse de charge et de décharge rapides.

Malheureusement, malgré des décennies de recherche, même le type de batterie à flux le plus prometteur, le vanadium-vanadium, a une énergie spécifique très faible d’environ 20 Wh/kg d’électrolyte là où les cellules plomb-acide à l’ancienne gèrent 25-50 Wh/kg et le lithium. -batteries ioniques supérieures à 200 Wh/kg. Cela signifie que les réservoirs d’électrolyte doivent être assez grands pour correspondre à la capacité énergétique, par exemple, d’un système de stockage de batterie à base de Li-ion ou d’acide-plomb. La limite de densité ici est fixée par la capacité à dissoudre les composés redox dans le solvant, qui pour les batteries à flux tout vanadium est généralement de l’acide sulfurique (H2ALORS4).

Ces problèmes et d’autres avec les batteries à flux en général ont été couverts par Clemente et al. (2020). Parmi les problèmes abordés figurent également la longévité, en particulier avec le matériau de la membrane, mais aussi avec l’électrolyte lui-même en raison de réactions indésirables avec l’hydrogène et l’oxygène. Comme les batteries à flux reposent sur le débit d’électrolyte, les caractéristiques de débit de l’électrolyte, ainsi que l’énergie dépensée pour pomper cet électrolyte et obtenir le débit optimal ajoutent des complications techniques à ce qui, à première vue, semble être un système simple.

Une autre de ces complications concerne la difficulté de déterminer l’état de charge. Étant donné que la tension sur les électrodes de la cellule ne correspond pas à la quantité d’espèces du couple redox qui a été convertie à l’état de charge/décharge. Avec les batteries à flux de vanadium, une option ici consiste à estimer en utilisant la couleur de l’électrolyte, car le processus redox modifie les propriétés physiques des espèces de vanadium. Pour un contrôle de charge entièrement automatique, ce ne sont là que de nombreuses questions d’ingénierie.

Comme l’ont noté Xu et al. (2018), l’efficacité du système d’une batterie à circulation est> 60%, avec ~ 82% possible avec des améliorations dans une batterie entièrement au vanadium. Un aspect regrettable d’une batterie à flux sont les pertes parasites dues aux pompes électriques, en plus des pertes ohmiques et des pertes de résistance au flux. Comme la réaction redox est exothermique, une certaine énergie sera inévitablement perdue pendant le fonctionnement.

La charge complète d’une batterie à flux implique que toutes les espèces du couple redox subissent l’opération redox souhaitée. Parce que cela implique des interactions à la surface de la membrane séparant les deux flux d’électrolyte, la probabilité que cela diminue avec l’état de charge car moins de couples redox interagiront. L’augmentation du débit d’électrolyte compense cela dans une certaine mesure, mais cela augmente probablement les pertes parasites et rend simplement la mise à l’échelle du système en augmentant la taille du réservoir peu attrayante.

Par rapport à l’efficacité aller-retour beaucoup plus élevée et à la complexité moindre des batteries Li-ion, par exemple (> 90%), il n’est pas surprenant que la plupart des solutions de batteries au niveau du réseau à grande échelle en exploitation commerciale utilisent aujourd’hui de telles batteries Li-ion. cellules.

Le tableau des coûts

Capacité totale de stockage de batterie installée dans le scénario net zéro, 2015-2030.  (Crédit : AIE)
Capacité totale de stockage de batterie installée dans le scénario net zéro, 2015-2030. (Crédit : AIE)

Dans les applications actuelles de stockage en grille, une quantité énorme de capacité n’est pas nécessaire. Avec quelques mégawatts de systèmes à volant d’inertie et à batterie stratégiquement placés, une capacité suffisante devrait être disponible pour répondre aux changements de la demande avec un décalage temporel limité.

Pour un stockage de longue durée (~ 4 heures), CAES et PHS sont hautement préférés lorsque l’environnement permet leur utilisation. Une utilisation courante de ces systèmes de stockage de longue durée consiste à stocker l’énergie produite par les centrales thermiques en période de faible demande. Les centrales thermiques ont souvent des niveaux de fonctionnement optimaux, ce qui rend rentable le décalage de l’énergie excédentaire pour une décharge ultérieure.

Avec plus de sources non dispatchables ajoutées à la capacité de stockage du réseau, la capacité de stockage du réseau doit être augmentée pour le décalage temporel comme jamais auparavant, ainsi que l’ensemble du modèle commercial du marché de l’électricité. Alors que les centrales thermiques et les centrales hydroélectriques vendent l’électricité qu’elles produisent sur le marché de capacité via des contrats pluriannuels, les installations d’énergies renouvelables variables vendent l’électricité produite sur le marché de l’énergie, ce qui signifie que la puissance qu’elles produisent est opportuniste et imprévisible. Essentiellement, l’électricité est vendue au réseau lorsqu’elle est disponible, qu’elle soit nécessaire ou non à ce moment-là.

Cela signifie que pour une intégration réussie au réseau, ces systèmes nécessitent des quantités importantes de réserve tournante pour compenser les baisses d’approvisionnement et le stockage de l’électricité excédentaire, comme détaillé par exemple dans la projection du scénario Net Zero par l’AIE, qui voit les 10 GW actuels de le stockage au niveau des services publics (en plus de 7 GW derrière le compteur) passera à 600 GW d’ici 2030.

Capacité de stockage mondiale installée en 2018. (Source : DOE)
Capacité de stockage mondiale installée en 2018. (Source : DOE)

Dans une analyse réalisée en 2013 par le State Utility Forecasting Group de l’Université Purdue, les coûts prévus pour un certain nombre de solutions de stockage ont été comparés. A noter comme point essentiel les coûts du système au fil du temps, qui dans le cas du PHS et du CAES sont assez minimes, car ces systèmes ont tendance à nécessiter relativement peu d’entretien tout en durant de nombreux cycles de charge/décharge. À l’époque, les batteries Li-ion n’étaient pas un acteur important sur le marché du stockage de l’énergie.

Dans une analyse plus récente réalisée par Sandia National Laboratories à partir de 2018, nous pouvons voir que l’écrasante majorité du stockage en réseau est du PHS (> 183 GW). Du stockage de batterie aux États-Unis cette année-là, le Li-ion représentait déjà 78% du stockage de batterie installé, un nombre qui a augmenté de plusieurs GW depuis, par exemple avec l’installation Li-ion de 1,2 GWh (300 MW) de Vista à Moss Landing, comté de Monterey, Californie, et son extension ultérieure de phase II. Bien que les deux installations soient actuellement hors ligne, ayant pris feu, montrant un risque inhérent au stockage sur batterie.

Selon l’Agence américaine d’information sur l’énergie (EIA), la consommation d’électricité aux États-Unis atteindra environ 4 000 TWh en 2023, ce qui donne une idée du défi si une partie importante des besoins mondiaux en électricité doit être satisfaite à partir du stockage du réseau au niveau des services publics. Si l’on prend l’exemple du stockage de Vistra Moss Landing, pour couvrir 1 TWh (0,025 % de la demande américaine), 625 de ces installations de 1,6 GWh seraient nécessaires, suffisantes pour couvrir la demande nationale pendant une courte période. Ce manque de stockage à grande échelle et de longue durée est également noté dans le rapport des laboratoires nationaux de Sandia.

L’impact environnemental

Empreinte carbone des technologies de stockage sur batterie (Baumann et al., 2016)
Empreinte carbone des technologies de stockage sur batterie (Baumann et al., 2016)

Il semble clair qu’au moins pour l’instant, les systèmes de batteries Li-ion prennent le dessus avec le stockage sur réseau, car PHS et CAES ne peuvent pas être raisonnablement étendus en raison de leurs limites en matière de géologie et autres. En plus des coûts plus élevés du Li-ion, une considération importante devient le coût environnemental de ces batteries, car la fabrication des batteries est énergivore et produit des quantités importantes de gaz à effet de serre (Baumann et al., 2016).

Avec l’ajout de tels systèmes de batteries, les émissions de carbone effectives de l’électricité renouvelable variable peuvent atteindre des niveaux d’environ 100 gCO2e/kWh lorsque les émissions sur la durée de vie sont prises en compte. Si l’on considère le coût économique et l’impact environnemental des émissions de carbone, cela semblerait donc plutôt contre-productif d’un point de vue environnemental, pour ne pas dire coûteux.

À l’aide d’hydroélectricité, de charbon, de gaz et d’uranium dispatchables, la conversion du potentiel gravitaire, du carbone ou de la matière fissile en électricité s’effectue à la demande. En comparaison, l’utilisation de sources principalement intermittentes pour alimenter le réseau d’une nation semble être un problème non résolu car cela nécessite de stocker de l’électricité en quantités énormes. Bien qu’une solution raisonnable puisse être trouvée à l’avenir, du moins pour le moment, il n’existe pas de technologie mature et évolutive capable de remplir cette fonction d’une manière qui pourrait être considérée comme économique.

[Heading image: Bath County Pumped Storage Station (Credit: CHA)]