Parmi les systèmes de stockage, celui par air comprimé est intrinsèquement intéressant. Jusqu’ici, il coûtait toutefois encore trop cher de le mettre en œuvre. Mais des chercheurs ont peut-être trouvé une solution.

Tout le monde le sait désormais. Si nous voulons réussir à faire la part belle aux énergies renouvelables intermittentes, il nous faudra nous équiper de systèmes de stockage de l’électricité. Des batteries, bien sûr. Mais aussi d’autres technologies. Comme celle que les experts connaissent sous le nom de CAES. CAES, c’est l’acronyme de compressed-air energy storage. Comprenez, stockage d’énergie par air comprimé. L’idée est intéressante : utiliser de l’électricité verte quand elle est disponible en quantité pour comprimer de l’air et le stocker sous terre. Lorsque l’électricité renouvelable se fait rare, la décompression de cet air permet de compléter la production pour répondre à la demande. Toutefois, tout cela coûte aujourd’hui encore un peu cher pour séduire les industriels.

Un stockage d’énergie par air comprimé assisté par géothermie

Mais des chercheurs de l’université Penn State (États-Unis) viennent de faire une découverte qui pourrait tout changer en la matière. Ils rapportent en effet qu’exploiter les infrastructures existantes d’anciens puits de pétrole et de gaz pour stocker l’air comprimé pourrait aider à réduire les coûts initiaux tout en améliorant l’efficacité des CAES de 9,5 %. De quoi enfin dépasser le seuil de rentabilité de ce type de projet.

Ce que les modélisations et les simulations numériques ont montré, c’est que l’installation de CAES dans des puits de pétrole ou de gaz abandonnés augmente considérablement la température de l’air dans ces systèmes. Or, la pression des gaz augmente naturellement avec la température. Ainsi les quelque 3,9 millions de ces puits recensés, rien qu’aux États-Unis, pourraient-ils stocker davantage d’énergie. Grâce à une sorte de nouveau système de stockage par air comprimé assisté par géothermie.

Des effets collatéraux intéressants

Les chercheurs n’hésitent pas à qualifier leur nouvelle idée d’« excellente solution ». D’autant qu’ils expliquent que la réutilisation de ces anciens puits de pétrole et de gaz à des fins de stockage pourrait aussi aider à atténuer leur impact environnemental. Parce que les puits abandonnés, s’ils sont mal scellés, peuvent laisser échapper du méthane dans l’air. Or le méthane est lui aussi un puissant gaz à effet de serre. Utiliser des puits de pétrole et de gaz pour le stockage de l’énergie par air comprimé, en revanche, contraint à fermer hermétiquement ces puits.

Dernier atout de la méthode, et pas forcément des moindres, le potentiel économique pour les populations qui vivent dans ces régions. Elles pourraient y retrouver des opportunités d’emploi inespérées.

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Les batteries peuvent prendre feu spontanément, voire exploser, ruinant des maisons et des installations industrielles. Mais est-ce une technologie dangereuse ? On pourrait le croire au regard des multiples accidents qui les impliquent. Qu’en disent les études ?

Les articles d’actualité sont nombreux à relater des accidents relatifs à des batteries. Dernier en date, nous relations sur notre site le 27 février l’explosion d’une batterie dans un domicile en Allemagne. Le 23 janvier, nous rapportions également le quatrième incendie dans la batterie de Moss Landing, en Californie.

Le risque d’un « effet loupe »

L’expansion des batteries est un phénomène nouveau, qui se produit de surcroît dans un contexte politique de débat, parfois vif, sur le choix de notre approvisionnement énergétique. Chaque accident attire donc l’attention. Et cela conduit à un possible « effet loupe », c’est-à-dire d’amplification de la gravité perçue d’un phénomène par rapport à son ampleur réelle.

Prenons un exemple. L’utilisation domestique du gaz n’est pas sans risque. Ainsi, le BARPI (Bureau d’analyse des risques et pollutions industrielles) établit que 98 accidents se sont produits en France en 2020, lesquels ont été à l’origine de 68 blessés et 11 décès. Cela signifie que, malheureusement, deux incidents sont à déplorer chaque semaine en moyenne. Force est de constater que ces événements ne font que peu l’objet de titres dans la presse.

Dans le même temps, les accidents impliquant des batteries ont plus de chance d’être relatés. Est-il donc risqué de s’équiper d’une batterie ? Pour le savoir, on ne peut faire autrement que prendre du recul, et consulter les études à ce sujet. Dans ce contexte, un rapport de l’EPRI (Electric Power Research Institute), publié en source ouverte le 10 mai dernier, peut nous aider à nous faire une idée de ces risques et de leur tendance.

Quelle est la fréquence des incidents selon l’EPRI ?

L’EPRI a mis en place une base de données, baptisée EPRI BESS Incident Database – BESS signifiant Battery energy storage systems, soit Système de stockage d’énergie par batteries. Cette base de données a permis d’évaluer la fréquence des incidents implicants des batteries stationnaires, dans des installations de grande taille, c’est-à-dire industrielles et commerciales, et reliées au réseau. Tous les incidents ne sont donc pas tracés, mais cela ne nuit pas à une évaluation de la tendance.

Le premier constat est que le nombre d’accidents n’a pas beaucoup varié entre 2018 et 2023, et reste stable à environ 15 accidents tracés. En revanche, le nombre de batteries installées dans cette même période a très fortement augmenté, passant de moins de 3 GW à plus de 50 GW. En conséquence, la fréquence des accidents a très nettement diminué, de près de 97 %, et s’établit aujourd’hui à nettement moins de 0,3 par GW et par an.

L’étude de l’université d’Aachen

Une autre étude allemande nous donne d’autres chiffres, basés en partie sur la base de données de l’EPRI. Selon ses auteurs, le risque d’incendie d’une batterie domestique serait de l’ordre de 0,0049 %, soit 50 fois inférieure à celle d’un incendie d’une maison dans un cadre général. De même, la probabilité d’incendie d’un véhicule à combustion interne serait de 0,089 %, soit quatre fois plus élevée que celle d’une voiture électrique.

Il n’y a pas de risque acceptable, dès lors que l’on parle d’accidents pouvant ruiner des vies, voire causer la mort ; il peut toutefois y avoir la promesse d’une amélioration continue. À ce titre, l’EPRI relève que moins d’un tiers des accidents de leur base de données ont conduit à la publication de la cause racine ; l’institut appelle ainsi à une plus grande transparence de l’industrie, afin de faciliter les progrès en la matière.

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Au Royaume-Uni, la demande en stockage d’énergie ne cesse de croître à mesure que les renouvelables s’ajoutent dans le mix électrique. Récemment, une importante centrale de stockage capable d’alimenter des millions de foyers vient d’être partiellement mise en service, un système par batterie qui serait le plus puissant d’Europe.

Le Royaume-Uni s’est fixé un ambitieux objectif en matière d’énergie : celui de produire une électricité entièrement décarbonée d’ici 2030. Pour y parvenir, le développement des énergies renouvelables s’accélère, avec l’éolien comme épine dorsale du nouveau système énergétique. Aujourd’hui, le pays dispose déjà d’une capacité de production éolienne considérable, mais il peine à en exploiter pleinement le potentiel en raison d’un déséquilibre de son réseau électrique.

C’est bien pour cette raison que les systèmes de stockage y sont plus que jamais requis afin d’assurer une meilleure répartition de la production des renouvelables. Pour répondre à ce besoin, l’entreprise énergétique Zenobē vient de lancer une immense centrale de stockage par batterie, située à Blackhillock, en Écosse, et dont la construction a débuté en 2023.

200 MW entrés en service, et ce n’est pas fini

Le déploiement de la méga centrale est prévu de se faire en deux phases. La première partie mise en service le 3 mars dernier affiche une puissance de 200 MW pour une capacité de 400 MWh. À elle seule, elle dépasse largement la centrale de Pillswood en Angleterre (98 MW pour 196 MWh), qui détenait jusqu’alors le titre de plus grande installation de stockage par batterie en Europe. Elle sera cependant détrônée par les 600 MW et 2 800 MWh de la future batterie Giga Green Turtle en Belgique, prévue pour 2028.

La deuxième phase, prévue pour 2026, ajoutera 100 MW et 200 MWh supplémentaires. À terme, la centrale atteindra ainsi une puissance de 300 MW pour une capacité de 600 MWh, de quoi alimenter 3,1 millions de foyers pendant une heure. Si la centrale de Pillswood exploite les Megapacks de Tesla, celle de Blackhillock est équipée des systèmes développés par l’entreprise finlandaise Wärtsilä.

Selon Zenobē, cette installation représente à elle seule 30 % de la capacité totale des batteries installées en Écosse. Elle jouera un rôle clé dans l’atteinte de l’objectif national de stockage du Royaume-Uni, fixé à au moins 22 GW d’ici 2030. Sur une période de 15 ans, elle devrait également permettre de réduire les émissions de CO₂ de 2,6 millions de tonnes et d’économiser 170 millions de livres sterling pour les consommateurs britanniques.

Lutter contre la congestion du réseau britannique

Les parcs éoliens britanniques sont principalement situés dans le nord du pays, où les conditions météorologiques sont les plus favorables, tandis que la majorité des consommateurs se trouvent au sud, notamment en Angleterre et au Pays de Galles. Lors des pics de production, ce déséquilibre oblige souvent les opérateurs à brider les éoliennes et, en compensation, à utiliser des centrales à gaz, engendrant des coûts pouvant dépasser le milliard d’euros par an.

Le stockage d’énergie peut être une solution radicale pour remédier à ces inefficacités. En emmagasinant l’excédent de production, le système permettrait d’éviter la saturation du réseau et d’optimiser la distribution de l’électricité. Dans cette optique, la nouvelle centrale de Blackhillock a été stratégiquement installée entre Inverness et Aberdeen, où elle pourra absorber le surplus d’énergie de plusieurs parcs éoliens, notamment de Viking (443 MW), de Moray East (950 MW) et de Beatrice (588 MW).

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Ce n’est pas un scoop : la France accuse un sérieux retard en matière de stockage d’énergie. Ce nouvel inventaire mis en place par la Commission Européenne ne fait que confirmer ce constat. 

La Commission européenne vient de dévoiler un inventaire de toutes les capacités de stockage d’énergie en Europe. Très intéressant, cet inventaire permet d’en savoir plus sur les capacités actuelles et futures de près de 32 pays. Mis à jour en temps réel, et évolutif, l’inventaire fait actuellement état de presque 67 GW de capacité de stockage opérationnelle, plus de 66 GW de projets en construction ou annoncés.

En tête de ce classement, on retrouve l’Allemagne et le Royaume-Uni. L’Allemagne compte, au total, 249 installations opérationnelles, et 193 projets annoncés pour une capacité de stockage effective de 8,08 GW et 4,67 GW de projets. Outre-manche, le Royaume-Uni compte 8,45 GW d’installations opérationnelles, et plus de 33 GW annoncés ou en cours de construction ! Parmi ces 33 GW, 6 GW de capacité sont en cours de construction, et 8 GW ont été autorisés.

Les STEP dominent les capacités de stockage, mais pour combien de temps ?

Il est intéressant de noter que, pour l’heure, c’est le stockage mécanique qui domine. Les STEP affichent, au total, presque 55 GW de capacité de stockage. Les installations de stockage par batterie (BESS) opérationnelles ne représentent que 11 GW de capacité, tandis que les systèmes de stockage d’énergie thermique ne sont responsables que de 1,1 GW de capacité, presque exclusivement en Espagne.

Néanmoins, dans les années à venir, les rôles pourraient s’inverser, car les projets de stockage électrochimique sont très nombreux. À travers l’Europe, ces projets annoncés, ou en cours de construction, représentent 57,33 GW répartis à travers 755 installations.

La France est très en retard sur ses voisins

En observant la carte des installations de stockage d’énergie, on constate une constellation de points représentant les actuelles et futures installations de stockage, en particulier dans l’ouest de l’Europe. Néanmoins, un pays fait exception : la France. L’Hexagone peut compter sur ses STEP, qui représentent une puissance totale de 5,72 GW. Néanmoins, au-delà de ces installations vieilles de plusieurs décennies, les projets français sont rarissimes. On ne dénombre ainsi que 190 MW d’installations en construction, et 180 MW de projets annoncés. Ces chiffres sont dérisoires en comparaison aux 33 GW de projets anglais par exemple.

Il ne s’agit pas d’une surprise : la France a choisi de miser sur la flexibilité plutôt que sur le stockage. Cette stratégie singulière a été illustrée par la récente Programmation pluriannuelle de l’énergie, qui fixe les grands objectifs français en matière d’énergie pour les 10 prochaines années, et dans laquelle la notion de stockage est presque absente. Reste désormais à EDF de relever le défi de l’intermittence des ENR avec le parc nucléaire, sans accélérer le vieillissement de ce dernier.

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En Allemagne, une batterie de stockage d’électricité aurait entraîné l’explosion d’une maison. Si ce phénomène reste très rare, l’entreprise en charge de l’installation a d’ores et déjà pris des mesures pour qu’un tel événement ne se reproduise pas. 

Les images sont impressionnantes. Dans la ville de Schönberg, au nord de l’Allemagne, l’un des murs d’une maison a été littéralement soufflé par une explosion. Heureusement, cette maison témoin était vide au moment de l’incident, qui n’a causé ni mort, ni blessé. Selon les premiers éléments des pompiers, le bâtiment ne possédait pas d’alimentation gaz, et c’est la batterie résidentielle qui serait la cause de l’explosion. ViebrockHaus, le constructeur de cette maison témoin, s’est fait une spécialité d’équiper ses maisons de systèmes solaires comprenant des panneaux photovoltaïques en toiture, et des batteries résidentielles pour optimiser la réutilisation de l’électricité produite. C’est cet équipement qui aurait explosé.

Les batteries LG, souvent mises en cause

Il semblerait que la batterie utilisée par Viebrockhaus, dans la maison témoin, était de marque LG. Selon le site d’information NDR.de, le constructeur de maison individuelle aurait d’ores et déjà pris des mesures de sécurité en éteignant toutes les batteries équipées du même numéro de série, et en bridant le fonctionnement de toutes les batteries LG.

D’ailleurs, ce n’est pas la première fois qu’un système de stockage du fabricant LG est mis en cause. Il y a quelques semaines, une autre batterie LG de 6 kWh a causé l’incendie d’une maison à Werne. Par le passé, LG Energy Solution a reconnu des défauts de fabrication, notamment d’un problème de séparation des électrodes pouvant causer des courts-circuits. Plusieurs campagnes de rappel ont eu lieu, notamment au moment de la construction de la maison témoin de Schönberg, entre 2020 et 2021.

Rappelons tout de même que les incendies liés à des batteries de stockage restent rarissimes. Selon une étude allemande, parue en octobre 2024, le risque d’incendie lié à une installation de stockage d’énergie reste extrêmement faible, avec une probabilité de 0,0049 % C’est 50 fois plus faible que la probabilité de subir un incendie domestique « classique ».

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C’est un ensemble de technologies qui avaient fait parler d’elles, il y a quelques années, mais qui ne sont plus guère citées dans l’actualité. Et pourtant, elles promettaient de stocker la chaleur indéfiniment. Ont-elles été définitivement abandonnées ? Prenons un peu de recul.

C’est un container semblable à nul autre qui a été modifié sur un parking dans la région de Zurich. Ce sont environ 18 m² de capteurs solaires thermiques qui ont été ajoutés sur son toit et sur une de ses faces. À l’intérieur, une tuyauterie complexe relie plusieurs réservoirs à un réacteur central. Et dans ce réacteur, se produit une réaction bien particulière. Lorsque la lumière du soleil réchauffe les capteurs à l’extérieur, la chaleur produite permet d’assécher une solution de soude, c’est-à-dire d’en extraire l’eau et de la concentrer. Inversement, lorsqu’il n’y a plus de chaleur solaire, l’eau est réinjectée dans la solution de soude concentrée. Et cette dernière réaction produit une grande quantité de chaleur.

C’est une réaction tout à fait connue, que peut-être certains de nos lecteurs ont déjà expérimentée en travaux pratiques de chimie : il faut diluer la soude dans l’eau, et pas l’inverse, et ce très lentement, afin de ne pas risquer de surchauffe du mélange et des projections dangereuses. Et c’est cette réaction, réversible, qui permet de concevoir un système de stockage de la chaleur.

C’est l’expérience qu’a menée l’équipe de Benjamin Fumey, pour démontrer la possibilité de stocker la chaleur solaire dans la soude. Il s’agissait du projet COMTES, financé par l’Union européenne. Au cours de leurs essais menés en 2015 et en 2016, ils ont pu restituer une puissance thermique de 1 kW. Mais ils ont également rencontré des difficultés techniques, liées à la conception du réacteur. Leurs résultats sont décrits dans leur article publié dans la revue Energy Procedia, accessible en source ouverte.

Le stockage thermochimique permet de conserver indéfiniment la chaleur

La technique utilisée par l’équipe suisse fait partie d’un éventail de technologies, généralement désignées par l’acronyme TCES, pour Thermochemical Energy Storage. Elles ont pour finalité de stocker la chaleur, en utilisant des réactions réversibles qui absorbent de la chaleur (endothermiques) lors de la phase de charge du stockage, et qui produisent de la chaleur (exothermiques) lors de la phase de décharge.

Il faut bien distinguer le TCES de deux autres types de stockages par chaleur. Tout d’abord le stockage par chaleur sensible, basé sur la variation de température d’un matériau, qui est le principe utilisé dans un ballon-tampon, ou une simple bouillotte. Il se distingue également des systèmes basés sur le changement de phase d’une substance (chaleur latente), par exemple, de la glace, comme dans le concept de ballon de glace de la société Boreales.

En général, les TCES bénéficient généralement d’une plus grande densité énergétique que ces autres systèmes, et surtout, en principe, ils ne perdent pas d’énergie au cours du stockage. En effet, la chaleur est stockée de manière pérenne dans les liaisons chimiques entre les substances utilisées ; en particulier, il n’y a pas besoin d’isoler thermiquement le réservoir pour limiter au maximum les pertes de chaleur. La majorité des pertes d’énergie ne se produisent ainsi qu’au cours des phases de chargement et de déchargement, comme dans un accumulateur électrochimique comme les batteries Li-ion.

Les projets n’ont cependant pas abouti

Malheureusement, les expérimentations menées n’ont pas encore permis d’aboutir à la mise sur le marché de systèmes de stockage opérationnels. Un des projets les plus avancés était celui de la société SaltX, en partenariat avec Vatenfall, sur la centrale de Reuter West. Une installation de taille importante avait été mise en service en avril 2019. Elle devait stocker 10 MWh. Il semblerait qu’elle ait fonctionné correctement. Elle a toutefois été rapidement démantelée. Depuis, la société SaltX utilise sa technologie pour la calcination, plutôt que pour le stockage de chaleur ; sur son site internet, elle propose toutefois sa technologie pour du stockage d’énergie si des clients se montrent intéressés.

Il faut dire que de nombreux désavantages ont été identifiés pour cette technologie, comme le révèle une étude par N’Tsoukpoe et Kuznik en 2021. En pratique, ce type de stockage montre bien des pertes de chaleur avec le temps. Par ailleurs, les matériaux restent coûteux au regard de la valeur économique de l’énergie stockée. Les auteurs recommandent ainsi une évaluation complète de ces systèmes, avant de mener tout projet de développement. Est-ce un dernier clou dans le cercueil de cette technologie ?

Mais l’histoire n’est pas finie

Les technologies de stockage d’énergie thermochimiques sont toujours citées dans les options d’avenir pour le stockage de la chaleur. Par exemple, elles figurent en bonne place dans le rapport de la Commission Européenne intitulé Novel Thermal Energy Storage in the European Union, de 2023. Le rapport note toutefois que leur leur niveau de maturité technologique est moins élevé que des solutions concurrentes, au mieux de 7 sur l’échelle TRL (Technology Readiness Level), c’est-à-dire le niveau de l’échelle pilote.

De nombreuses recherches sont toujours en cours. Citons ne serait-ce que cette étude de 2024 de chercheurs italiens de l’école polytechnique de Milan et de l’institution de recherche RSE. Ils ont pu tester un prototype avec diverses zéolites, un minéral constitué d’un squelette d’aluminosilicate et d’un réseau très dense de micropores. Lorsque de l’air humide est insufflé dans la zéolite, l’humidité est adsorbée à la surface de la zéolite, ce qui produit de la chaleur, et chauffe l’air. Inversement, insuffler de l’air chaud et sec permet de sécher la zéolite et de la préparer pour une restitution ultérieure de chaleur. Tant que la zéolite sèche reste à l’abri de l’humidité, le stock d’énergie est ainsi conservé. L’expérience a pu mieux comprendre ce genre de système, les cas où il se montre plus efficace que d’autres, et estimer son efficacité énergétique globale à environ 50 %.

Le stockage d’énergie thermochimique est-il donc dans une impasse ? Non, car ces solutions n’ont pas été abandonnées. Même s’il faut toutefois fortement tempérer ses possibilités pratiques aujourd’hui. Ainsi, ce n’est malheureusement pas demain que vous pourrez équiper votre maison d’un système de stockage thermochimique qui stockera le surplus de chaleur de vos capteurs thermiques, pour la restituer l’hiver prochain. Mais peut-être après-demain ?

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Tout le monde ne le sait pas. Pourtant, la technologie est de plus en plus répandue. Celle qui permet aux batteries de nos voitures électriques d’alimenter nos maisons. Des Irlandais en ont profité lors du passage de la tempête Éowyn.

Il y a quelques jours, la tempête Éowyn s’est abattue sur les Îles Britanniques. Des vents dépassant les 180 km/h ont été enregistrés du côté de l’Irlande. Résultat, des centaines de milliers de foyers ont été privés d’électricité. Quelques-uns, toutefois, se sont montrés plus prévoyants que d’autres. Ils ont ainsi pu profiter de quelque chose qui reste encore méconnu du grand public, mais dont les spécialistes du secteur nous parlent depuis longtemps, le vehicle-to-everything (V2X) que l’on pourrait littérairement traduire par « de la voiture électrique à tout ».

De la batterie de votre voiture électrique aux appareils de votre maison

De quoi s’agit-il ? Vous connaissez peut-être déjà le terme vehicle-to-grid, comprenez « de la voiture au réseau ». L’idée, pour rappel : utiliser les batteries d’une voiture électrique comme réserve pour alimenter le réseau en cas de besoin. Eh bien le V2L (vehicle-to-load), aussi appelée « recharge bidirectionnelle », c’est un peu la même chose. À ceci près que la batterie de la voiture électrique va servir à alimenter directement des appareils électriques.

Il se trouve que beaucoup de constructeurs de voitures électriques proposent désormais des véhicules qui disposent de la technologie nécessaire. Sans doute la moitié des modèles actuellement sur le marché en sont équipés. Et il ne s’agit pas seulement des plus chers. Les constructeurs fournissent même généralement les câbles indispensables au V2L en standard. Ou au moins, en tant qu’accessoire. L’opération n’a pas de conséquence sur la durée de vie de la batterie et même une petite Nissan Leaf, avec sa batterie de 45 kilowattheures (kWh), peut ainsi alimenter les appareils essentiels d’une maison pendant deux ou trois jours.

Le V2L très utilisé lors de tempêtes

Alors le réflexe de certains Irlandais, à l’annonce de l’alerte météo, a été de charger la batterie de leur voiture électrique au maximum. Pour s’assurer une alimentation de leur foyer même en cas de coupures sur le réseau.

L’astuce a déjà fait ses preuves ailleurs dans le monde également. Au Texas (États-Unis), en juillet dernier, à l’occasion du passage de l’ouragan Beryl qui avait laissé 2 millions de personnes sans électricité pendant plusieurs jours. En Caroline du Nord, une région durement frappée par l’ouragan Hélène en septembre 2024. Et même jusqu’en Tasmanie, également à l’automne dernier. À tel point que certains constructeurs, comme General Motors, font désormais de la possibilité de compter sur la batterie de sa voiture électrique pour alimenter sa maison en cas de coupure de courant un nouvel argument de vente.

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Les images sont impressionnantes. À Moss Landing, ville côtière californienne, l’ancienne centrale au fioul s’est littéralement effondrée après l’incendie des 300 MW de batteries qu’elle accueillait. Si les causes sont indéterminées, l’architecture de l’installation aurait participé à la propagation de l’incendie. 

À quelque 500 km au nord de la Cité des Anges, encore en proie aux flammes, un autre incendie a récemment eu lieu en Californie, dans la batterie stationnaire (BESS) de Moss Landing. Considéré comme l’un des plus grands systèmes de stockage par batterie au monde, il a vu la plus ancienne de ses quatre installations partir en fumée, heureusement sans faire de victime ni de blessé.

La BESS en question a été installée par Vistra Energy en 2020. À l’époque, l’énergéticien avait choisi d’installer ses 300 MW de batteries NMC au cœur d’une ancienne centrale électrique au fioul, dans la salle des turbines. La sécurité incendie du système de stockage était assurée par plusieurs détecteurs incendie, et un système d’extinction à base d’eau.

Vue aérienne de la zone touchée du site de stockage de Moss Landing / Image : Getty.

Néanmoins, ce système avait déjà montré des faiblesses. Le 4 septembre 2021, de très faibles niveaux de fumée ont entraîné la mise en route du système de refroidissement à eau. Défaillant, celui-ci a entraîné la vaporisation d’eau sur certains racks de batterie, engendrant une fumée plus importante. Le système s’est de nouveau déclenché en projetant une plus grande quantité d’eau, ce qui a conduit à la surchauffe, puis à la destruction de nombreuses batteries.

Cette fois, le 16 janvier 2025, c’est un incendie qui s’est déclenché dans le bâtiment. Celui-ci n’a pas pu être contenu par le système d’extinction, ce qui a conduit à la destruction complète des 300 MW de batteries, soit l’équivalent de 2 % des capacités de stockage de la Californie. Il s’agit du quatrième sinistre qui touche le site depuis sa mise en service.

Les batteries d’aujourd’hui ont bien changé

Si les causes exactes de l’incendie n’ont pas encore été déterminées, de nombreux experts dénoncent l’architecture de cette installation, dont tous les racks étaient intégrés dans un seul et unique bâtiment. Cette disposition ne permet pas de limiter la propagation du feu. De plus, la technologie des batteries en question, à savoir NMC, est plus sensible aux phénomènes de surchauffe comme ce qui a pu se passer dans le bâtiment de Moss Landing.

Depuis 2020, les installations de stockage d’énergie par batterie ont bien évolué, y compris sur le site de Moss Landing. Désormais, les installations en plein air sont privilégiées pour limiter la propagation de chaleur d’un rack de batterie à l’autre. Outre une installation extérieure, chaque rack de batterie est désormais conteneurisé afin d’assurer une protection physique contre les aléas et les incendies.

Enfin, le NMC laisse de plus en plus la place au LFP qui affiche une meilleure tenue à la surchauffe, et permet ainsi de limiter les risques. Selon le département américain de l’énergie, ces nouveaux choix techniques sont déjà payants. Depuis 2020, le nombre de défaillances des BESS a drastiquement baissé.

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