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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