Hydrostor a annoncé son intention de construire une installation avancée de stockage d’énergie à air comprimé à Rosamond, en Californie.
La Californie devrait accueillir deux nouvelles installations de stockage d’énergie à air comprimé, chacune d’entre elles revendiquant la couronne du plus grand système de stockage d’énergie non hydraulique au monde. Développées par Hydrostor, les installations auront une puissance de 500 MW et seront capables de stocker 4 GWh d’énergie.
À mesure que le monde se tourne vers les énergies renouvelables, le stockage à l’échelle du réseau devient de plus en plus crucial. Pour réduire les émissions de carbone à zéro, il faudra recourir à un ensemble de technologies permettant d’aplanir les courbes de production imprévisibles et incommodes : hydroélectricité par pompage, énormes batteries au lithium-ion, réservoirs remplis de sel ou de silicium fondu, briques thermiques ou blocs lourds empilés dans des tours ou suspendus dans des puits de mine.
L’hydroélectricité par pompage représente environ 95 % du stockage d’énergie du réseau mondial et des centrales d’une capacité de plusieurs gigawatts sont en service depuis les années 1980. Le problème est que la construction d’une centrale hydroélectrique par pompage nécessite un type d’emplacement spécifique et une quantité stupéfiante de béton, ce qui va à l’encontre de l’objectif d’atteindre un niveau net zéro. La végétation en décomposition piégée dans les barrages contribue également aux émissions de gaz à effet de serre. Par ailleurs, les plus grandes méga-batteries construites à ce jour ne dépassent pas les 200 MW/MWh, même si des installations de plus de 1 GW sont prévues.
Une autre technologie utilisée depuis des décennies est le stockage d’énergie par air comprimé (CAES : Compressed Air Energy Storage), qui permet de stocker de l’énergie à l’échelle d’un réseau et qui est présenté comme ayant la fiabilité de l’hydroélectricité par pompage, sans les mêmes contraintes quant à l’endroit où il est possible de la construire. La centrale de McIntosh, qui fonctionne en Alabama depuis 1991, est toujours l’une des plus grandes centrales de stockage d’énergie au monde, avec 110 MW et 2,86 GWh.
Les nouvelles installations d’Hydrostor sont cependant sur le point de s’emparer du titre, en offrant une capacité de stockage presque deux fois plus importante. Elles fonctionneront grâce à une version actualisée de la technologie appelée stockage avancé de l’énergie par air comprimé (A-CAES).
L’A-CAES utilise le surplus d’électricité du réseau ou de sources renouvelables pour faire fonctionner un compresseur d’air. L’air comprimé est ensuite stocké dans un grand réservoir souterrain jusqu’à ce que l’énergie soit nécessaire. Il est alors libéré par une turbine pour produire de l’électricité qui est réinjectée dans le réseau.
Plutôt que d’évacuer la chaleur générée par la compression de l’air, le système d’Hydrostor la capte et la stocke dans un réservoir de stockage thermique séparé, puis l’utilise pour réchauffer l’air lorsqu’il est introduit dans l’étage de la turbine, ce qui augmente l’efficacité du système. Cela pourrait s’avérer essentiel ; les systèmes de stockage de l’air comprimé offrent généralement des rendements aller-retour compris entre 40 et 52 %, et Quartz fait état de plus de 60 % pour ce système.
Le système A-CAES d’Hydrostor utilise également un réservoir en circuit fermé pour maintenir le système à une pression constante pendant son fonctionnement. La caverne de stockage est partiellement remplie d’eau et, au fur et à mesure que l’air comprimé est acheminé, l’eau est poussée dans un réservoir de compensation séparé. Plus tard, lorsque l’air est nécessaire, l’eau est pompée à nouveau dans la caverne de stockage d’air, poussant l’air vers la turbine.
L’usine pilote de stockage d’énergie à air comprimé avancé (A-CAES) d’Hydrostor en Ontario, au Canada.
Une installation européenne appelée le projet RICAS 2020 devait travailler sur un système similaire, stockant la chaleur pour une utilisation ultérieure. Mais le projet s’est tu depuis 2018, et a manqué son objectif pour 2020. Une autre conception similaire, la CRYOBattery au Royaume-Uni, stocke l’air comprimé sous forme liquide dans une chambre surfondue, le réchauffant rapidement pour le reconvertir en gaz lorsque l’énergie est nécessaire.
Hydrostor affirme que les deux systèmes A-CAES stockeront jusqu’à 10 GWh d’énergie, fournissant entre huit et douze heures d’énergie lors d’une décharge complète à un taux proche de son maximum. Ce type de stockage d’énergie de moyenne durée est crucial pour passer aux énergies renouvelables, et les installations devraient avoir une durée de vie de plus de 50 ans.
Cette excellente longévité pourrait avoir un effet significatif sur l’équation des coûts par rapport aux usines de batteries au lithium qui sont planifiées et installées à un rythme croissant dans le monde. Les batteries au lithium seront meilleures en termes de réponse immédiate à la demande, et leur efficacité aller-retour est excellente, à environ 90 %, mais elles ont une durée de vie définie, même lorsqu’elles sont gérées intelligemment, et leurs cellules devront être remplacées régulièrement.
Selon le site Quartz, les centrales d’Hydrostor coûteront à peu près le même prix par kWh de stockage que les centrales au gaz naturel ou les installations de batteries. Mais elles sont beaucoup moins chères que les batteries au fur et à mesure que les capacités augmentent, et si la maintenance des compresseurs sera plus importante que celle des batteries, on peut imaginer que le coût de remplacement des cellules de batterie sera plus élevé à long terme. Suffisamment élevé pour justifier les pertes d’énergie ? Le marché déterminera la réponse en peu de temps.
La première usine sera construite à Rosamond, en Californie, et si tout se passe comme prévu, elle devrait être opérationnelle en 2026. La deuxième usine sera également construite en Californie, mais son emplacement exact n’a pas encore été annoncé.
https://www.hydrostor.ca/hydrostor-advancing-long-duration-energy-storage-in-california/
