Le CAES de Jiangsu en Chine / Image : China Huaneng.
Pour soutenir le déploiement des énergies renouvelables intermittentes, le monde a besoin de solutions de stockage. Parmi elles, les systèmes de stockage d’électricité par air comprimé, appelés « CAES ». Et la Chine vient de connecter le plus important du genre à son réseau.
L’acronyme CAES est utilisé par les experts pour évoquer un système de stockage d’électricité par air comprimé — ou Compressed Air Energy Storage pour les anglophones. L’idée est de compresser de l’air dans une cavité saline et de le décompresser à travers des turbines en fonction des productions renouvelables et de la demande en électricité. De l’avis des experts, cette idée est prometteuse. Car, enrichis de systèmes de récupération de la chaleur produite en cours de compression, les rendements des CAES peuvent dépasser les 70 %. Ils pourraient ainsi s’avérer efficaces, par exemple, pour gérer l’intermittence quotidienne de l’énergie solaire. Et pour l’avenir, l’ambition est de concevoir des stockages allant jusqu’à 10 GWh sur une dizaine d’heures.
La Chine et le stockage d’électricité par air comprimé
En attendant, la société d’ingénierie publique China Energy Engineering Corporation vient d’annoncer la mise en service du plus important CAES au monde. Baptisé Hubei Yingchang, le système présente une capacité de 300 mégawatts (MW) sur cinq heures. Ce qui correspond à un stockage de 1 500 mégawattheures (MWh). Il a coûté un peu plus de 250 millions d’euros et a été construit dans des mines de sel abandonnées. Le tout en deux ans seulement. C’est 3 à 4 fois plus rapide que ce qu’il faut traditionnellement pour développer un autre genre de système de stockage de l’électricité à grande échelle, une station de transfert d’énergie par pompage (STEP).
Pour rester dans les chiffres, le CAES chinois affiche une efficacité aller-retour de 64 %. Une efficacité qui pourrait même atteindre les 70 % des batteries à flux redox, avancent China Energy Construction Digital Group et la filiale de State Grid basée à Hubei, les deux responsables du projet. L’objectif : absorber les pointes sur le réseau local en chargeant chaque année près de 500 gigawattheures (GWh) d’électricité et en en restituant environ 320.
Il y a quelques mois déjà, la Chine, toujours, avait connecté au réseau un autre système de stockage d’électricité par air comprimé d’une puissance de 100 MW pour une capacité de stockage de 400 MWh. Le tout, avec une efficacité annoncée de 70 %.
Un projet de CAES plus important encore aux États-Unis
Mais Les États-Unis devraient bientôt détrôner la Chine grâce à deux installations en cours de construction. Les CAES développés par Hydrostor en Californie auront une puissance de 500 MW chacun et seront capables de stocker au total presque 10 GWh d’énergie. De quoi fournir entre 8 et 12 heures d’électricité au réseau. Le tout avec une durée de vie estimée à 50 ans et pour un coût qui ne devrait pas excéder celui d’installations de puissances égales de batteries. Mise en service prévue d’ici 2028.
Commentaires
Loin du stockage de masse, veuillez me donner votre avis sur mon petit projet.
Je travaille en Afrique, nous avons un groupe électrogène de 50kva pour palier les coupures d'électricité du réseau ( fréquentes) Le taux d'humidité est de 85 à 90% si bien que lorsque l'on veut démarrer le groupe qui n'a pas tourné depuis 1 semaine le plus souvent les batteries 2 x 120 AH ne sont plus assez chargées. Je me propose d'installer des panneaux solaires pour les recharger chaque jour un peu.
De quelle puissance pour les panneaux ?
Faut-il un régulateur ?
Peut-on brancher les panneaux directement sur les 2 batteries ?
Y a t-il une précaution à prendre vis a vis des panneaux lorsqu'on démarre le groupe ?
Merci pour vos avis.
Après la méga batterie https://www.revolution-energetique.com/la-plus-grande-batterie-du-monde-a-encore-pris-du-poids/ , voilà une autre technologie, en plus des STEP, capable de stocker du GWh à coût acceptable, si le réservoir de stockage existe. Et il doit en exister un certain nombre vu tous les trous qu’on a pu faire ces derniers siècles ;-)
En général les cavités souterraines sont utilisées pour stocker du gaz naturel qui contient infiniment plus d'energie que l'air comprimé.
Malheureusement le besoin de stockage nécessaire pour pallier l'intermittence des enr se compte en mois et pas en heures...
Avant de compter en mois, pour commencer, on pourrait déjà compter sur une durée de 16/24 heures.
En photovoltaïque,
En hiver, le soleil ne brille que 8 heures par jour à nos latitudes ( et encore, on n'en récupère pas 100% pendant ces 8 heures) , donc 16 heures de nuit.
Mais pour stocker 16 heures d'énergie, il faudra commencer par multiplier la puissance crête de jour par x10 (1 pour la consommation directe, +2 pour le stockage sur 16 heures, +7 pour les heures où le soleil est faible c'est à dire souvent en hiver).
Mais alors que fait-on de l'électricité excédentaire (lorsque le réservoir de stockage est plein) les jours où le soleil brille au max, et en été ?
Quel intérêt (financier ET écologique) d'investir une capacité crête x10 pour garantir une utilisation continue x1 ????
Moi , avec un parc de centrales nucléaire ayant un facteur de charge de 80%, je n'ai besoin d'investir que x1,25 au lieu de x10.
C'est en effet un calcul primaire complètement irréaliste. Il n'existe aucun pays qui prévoit par exemple d'avoir un système électrique basé à 100% sur du solaire, c'est toujours un mix. Le solaire et l'éolien se combinent d'ailleurs très bien pour permettre un production assez équilibrée sur l'année si on considère la production sur un mois. En été, il y a un besoin de stockage mais plutôt journalier et l'hivers plutôt à la semaine pour les périodes anticyclonique.
Vous utilisez le même raisonnement primaire de Jancovici, qui a comparé le photovoltaïque au nucléaire. La réalité est toute autre, renseignez-vous. Les renouvelables ont de plus en plus la faveur des banques et mobilisent la quasi-totalité des investissements, alors qu'elles ne financent plus le nucléaire, car il n'a plus aucun avenir, principalement à cause de son coût et des risques financiers.
Disons que les banques prête plus facilement quand il y a la garantie de l'état derrière, ce qui est le cas avec le photovoltaique et l'éolien mais pas avec le nucléaire.
Ce qui ne veut absolument pas dire qu'on peut se passer des centrales nucléaires.
Pour les réacteurs nucléaires, n'y aurait pas de garantie de l'Etat, alors qu'EDF est nationalisé?
A la grande époque (70s 80s 90s) , l'Etat donnait sa garantie aux emprunts EDF. Mais comme EDF a remboursé ses emprunts "rubis sur l'ongle" , il n'y a jamais eu besoin de mettre en oeuvre la garantie.
Edf reste une entreprise privée dont l'état est actionnaires, tout comme il est actionnaire de Renault ou de la poste.
Ici c'est surtout une comparaison du solaire et du nucléaire "à services rendu équivalent".
On peut aussi prendre comme hypothèse que la voiture électrique se recharge quand il y a du soleil, si pas de soleil pas de trajet, si trop de soleil on peut de l'énergie. De même pour un réseau avec faible pénétration des Enr.
Dans ce cas le solaire est largement rentable mais je ne connais personne qui soit prêt à accepter cela pour l'instant.
Le fait qu'une banque finance ou pas un projet n'indique rien sur la pertinence du projet (les banques financent énormément les énergies fossiles)
Comme il est rentable de produire de l'électricité avec du charbon sans taxe carbone, en faisant fi de l'environnement, les banques qui ne voient que leur intérêt financent.
Elles ne le font pas pour le nucléaire où le risq
ue financier est énorme.
En mois ? Je dirais en années, on ne sait jamais, avec ce climat qui change. Du coup, la seule solution intelligente et efficace pour produire de l'électricité, c'est... le nucléaire, gagné.
Hé oui!
Allez voir ce graphique qui donne la puissance de stockage nécessaire en France en fonction du taux d'enr:
https://www.lemondedelenergie.com/stockage-electricite/2021/01/12/
(Notez que c'est bien la puissance en GW qui est donnée, ils n'ont pas osé calculer la capacité astronomique de GWh correspondante)
Il y a aussi un chiffre intéressant dans cette analyse qui permet de se faire une idée de la croissance actuelle du stockage par batteries: 0,9GW de batteries ont été installées dans le monde au cours de l'année 2017. Au cours de l'année 2022, l'Allemagne a installé à elle seule sur son sol 1,2GW de nouvelles installations, soit plus que dans le monde entier seulement 5 ans plus tôt. Les chiffres sont peut-être pas entièrement comparable car on compte les batteries résidentielles qui inclut aussi les batteries de véhicules, mais ça donne quand même l'ordre de grandeur.
Pour comparer les chiffres: l'Allemagne a installée à elle seule 1, 2GW/1,9GWh de batteries pour la seule année 2022. Par ailleurs, il y a pour l'instant une forte croissance des nouvelles installation de 50% par année.
Donc si je regarde les chiffres des batteries nécessaires dans le scénario à 95% d'ENR, ce serait faisable d'atteindre le nombre nécessaire en probablement une vingtaine d'année mais il faudrait que la France installe autant de batteries que ce que fait l'Allemagne.
Les batteries n'ont pas vocation à faire du stockage intersaison. Aucun producteur ou exploitant n'a jamais affirmé cela, bien qu'ils le laissent croire... Le seul but des giga batteries est de stocker le jour quand les prix de gris sont à zéro (ou négatifs) pour restituer lors du pic de conso du soir quand le prix de gros s'envole à 100 voire 200€ par mwh.
Pour faire du stockage intersaison, disons 3 mois de stock, il faudrait en France 17gw*24h*30j*3m soit 36720 gwh. Et il faut ajouter le stockage hebdo et le stockage intrajournalier...
Qui à dit que je parlais du stockage intersaison? Et de nouveau un calcul simplissime... même avec un système à 100% de renouvelable, on a pas besoin de "3 mois de stock" intersaisonier.
Selon ce graphique de l'Ademe (il faudrait lire le rapport de l'Ademe dans le détail pour comprendre ce que ce graphique représente vraiment ) le besoin de stockage intersaisonier n'est d'ailleurs nécessaire que pour un taux d'ENR supérieur à 80%. Donc pour la France le besoin de stockage intersaisonier supplémentaire va rester limité mais elle aura surtout besoin de stockage intra-journalier et hebdomadaire.
Vous avez ecrit "même dans le scénario à 95% enr ce serait faisable en 20ans".
Comme la plupart des afficionados des enr vous n'aviez pas perçu l'énormité du problème. C'est normal car le syndicat du des enr fait tout pour le cacher.
Je suis au contraire tout a fait conscient du problème. J'indiquai que la capacité de batteries nécessaire pour atteindre les chiffres de l'Ademe dans un scénario 95% est faisable en une vingtaine d'années, je n'ai jamais dit que les batteries suffiraient pour ce scénario.
Pour la France un scénario a fort taux de renouvelable aurait été possible mais il aurait fallu s'y prendre il y a au moins 20 ans. Maintenant c'est bien trop tard, il n'y a pas d'autre solution que la prolongation des centrales nucléaires existantes. Les politiques font comme s'il s'agissait d'une décision mais c'est plutôt le manque de décision de ces 20 dernières années qui entraîne le fait qu'il n'y a plus aucune autre alternative aujourd'hui.
Moi je vous répète que 17 GW de stockage intersaison c'est impossible. La technologie n'existe même pas. Regardez les allemands, ils ont pris les bonnes décisions il y a 20 ans n'est-ce pas ? Mais olaf sholtz a confirmé que l'Allemagne allait devoir construire une quinzaine de nouvelles centrales gaz...
Tout à fait, ils ont commencé il y a 20 ans à fortement développer leur capacité d'ENR. Sans cela ils n'aurait jamais pu passer de 60% de charbon/lignite à l'époque dans leur mix électrique contre 20-25% aujourd'hui.
Les premières turbines Siemens Energy de type SGT 800 capables de tourner à l'hydrogène sont déjà en service. Donc la technologie existe mais il faut l'étendre au turbines à gaz de capacité supérieures. Et selon un site sur le power-to-x sur le marché existant *aujourd'hui* d'électrolyseur, il existe 17 constructeurs différents produisant 97 électrolyseurs différent (dont 8 dans la catégorie supérieure à 10MW).
Même chose ici pour les électrolyseurs, il s'agit donc de scale-up, c'est à dire développer de manière industrielle une technologie qui existe déjà.
Pour l'instant, toute la filière de l'hydrogène est encore embryonnaire mais il s'agit de la faire monter en puissance pour arriver à produire en quantité industrielle vers la fin des années 2030.