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Les technologies actuelles de stockage et leur état de maturité

Les technologies de stockage massif de l'énergie se déclinent selon quatre catégories :

  • mécanique (potentielle ou cinétique) : stockage gravitaire par pompage (STEP), stockage par air comprimé (CAES), volants d'inertie ;
  • électrochimique et électrostatique : batteries, condensateurs, superconducteurs ;
  • thermique et thermochimique : chaleur sensible ou chaleur latente, énergie par sorption ;
  • chimique : hydrogène, méthanation, etc.

 

+ Mode de stockage mécanique
+ Mode de stockage électrochimique et électrostatique
+ Mode de stockage thermique
+ Mode de stockage thermochimique
+ Mode de stockage chimique : l'hydrogène
+ Technologies alternatives nouvelles de stockage

 

La figure ci-dessus montre que les technologies permettant la gestion de fortes puissances sur des périodes longues concernent principalement les STEP, les CAES et la chaleur. Le stockage massif de l'énergie est majoritairement du stockage stationnaire mais quelques batteries mobiles peuvent aussi stocker des quantités d'énergie de l'ordre de quelques dizaines de MWh. Ces batteries sont utilisées comme réserve d'énergie à la différence des batteries UPS (Uninterrutible Power Systems) qui livrent une brève impulsion en régime continu (pour mettre en route un générateur de secours par exemple).

Le stockage de l'hydrogène commence également à être utilisé hors piles à combustible pour véhicules.
D'autres technologies émergent notamment pour le stockage d'électricité sous forme de chaleur.

Mode de stockage mécanique
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Station de transfert d'énergie par pompage (STEP)

Ce système de stockage repose sur le principe de l'énergie gravitaire. Il représente près de 99 % des capacités de stockage massif d'énergie installées dans le monde, avec près de 400 STEP pour une capacité totale d'environ 125 GW.

Comment ça marche ?
Ce système, lié à l'énergie hydraulique, fonctionne sur le principe de deux retenues d'eau à des hauteurs différentes et est souvent couplé avec un barrage. Lorsque l'électricité est produite en excès, l'eau du bassin inférieur est pompée via une conduite forcée vers le bassin supérieur, qui devient un réceptacle d'énergie potentielle. Lorsque le besoin se fait ressentir, une partie du réservoir supérieur, est vidée et par gravité, l'eau passe dans une turbine qui produit l'électricité. C'est un système réversible qui associe pompe et turbine.

La STEP est une technologie mature nécessitant néanmoins des installations conséquentes et un contexte géographique spécifique. Elle est en plein essor dans les régions montagneuses du monde entier, notamment en Asie, où est prévu un doublement de la capacité d'ici à 2020, et en Europe, où plus de dix projets sont actuellement en développement. Plusieurs projets consistent également à convertir un barrage hydroélectrique existant en STEP.

D'autres approches géographiques sont également à l'étude comme l' installation de STEP en bord de mer avec un réservoir positionné au-dessus d'une falaise, l'utilisation du dénivelé créé lors d'une extraction minière à ciel ouvert, la création d'îles ou de digues artificielles en offshore, ou encore la construction de digues en liaison avec des dépressions topologiques terrestres. Un cas opérationnel de STEP en bord de mer existe à Okinawa au Japon depuis 15 ans, le dénivelé de la falaise étant d'environ 100 m et la puissance fournie de l'ordre de 100 MW.
 

Stockage par air comprimé classique (CAES, Compressed Air Energy Storage)

Comment ça marche ?
Le principe du CAES repose sur l'élasticité de l'air : l'air est d'abord comprimé via un système de compresseurs, à très haute pression (100 à 300 bar) pour être stocké dans un réservoir (cavités souterraines par exemple). Pour récupérer cette énergie potentielle, l'air est détendu dans une turbine qui entraîne un alternateur. Comme l'air se réchauffe pendant sa compression, la chaleur à la sortie du compresseur peut être récupérée via des échangeurs et stockée afin d'être utilisée pour réchauffer la turbine.

Il existe deux types de stockage à air comprimé : CAES classique et Advanced Adiabatic CAES (AA-CAES)

CAES classique
Le système fonctionne pratiquement comme une centrale à gaz sauf que les phases de compression et de détente sont séparées et décalées dans le temps. Ce système met en œuvre une turbine à gaz; la chaleur produite n'est pas stockée mais seulement récupérée et le stockage de l'air comprimé se fait dans des cavernes souterraines.

Deux installations liées à des cavités salines existent à ce jour : la première à Huntorf en Allemagne, qui fonctionne depuis 1978 (fig. ci-dessous), et la seconde à McIntosh en Alabama, depuis 1991.

En tenant compte des besoins énergétiques nécessaires au fonctionnement du système, le rendement d'une installation CAES classique est de l'ordre de 50 %.

Outre des cavités salines, d'autres sites géologiques de stockage sont envisageables et étudiés : anciennes mines, roches poreuses et aquifères. Plusieurs projets ont été lancés aux USA notamment en liaison avec des fermes éoliennes, comme par exemple un projet au Nebraska qui envisage un stockage à 3 000 pieds dans un grès poreux, ainsi que deux projets au Kansas.
Des études sont également en cours aux USA pour s'affranchir de la contrainte géologique en considérant un stockage de plus faible volume dans des réservoirs en acier, ou dans des pipelines en surface ou légèrement enterrés.

Advanced Adiabatic CAES (AA-CAES)
Un système A-CAES (Adiabatic* CAES) a été étudié à la Technical University of Clausthal en Allemagne mais jamais expérimenté. Il visait à améliorer le système CAES classique en évitant la perte de chaleur à la sortie des compresseurs en stockant l'air chaud directement dans le réservoir. Mais il n'existe pas de tel réservoir capable de supporter à la fois une forte pression et une forte température (de l'ordre de 600 °C), et sans perte de chaleur pendant le stockage.
Le principe du AA-CAES reprend cette idée, mais propose que les deux énergies thermique et de compression soient stockées dans deux réservoirs spécifiques. La chaleur nécessaire pour réchauffer l'air comprimé pour sa détente est apportée par cette réserve et le système s'affranchit ainsi des apports en gaz comme dans le CAES classique.
* Un processus est dit adiabatique lorsque les deux systèmes qui le composent n'échangent pas de chaleur entre eux.

La pression dans le réservoir d'air comprimé froid est de l'ordre de 200 bars et la température dans le réservoir de stockage de chaleur est voisine de 600 °C. Comme pour le CAES classique, d'autres environnements de stockage que les cavités salines peuvent être envisagés.

Ce procédé peut être adapté à tous les types de besoins et de sources énergétiques et peut être complémentaire à tout système énergétique qui produit des surplus en périodes creuses.

Un projet est en cours en Allemagne (projet ADELE) qui devrait permettre de fournir 80 MW sur 5 h en continu à partir d'énergie éolienne.
Enfin, on peut noter l'émergence au stade de la recherche du concept de stockage d'énergie hydropneumatique (HPES), qui reprend le principe de l'accumulateur hydraulique à piston.

Mode de stockage électrochimique et électrostatique
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Ce mode de stockage, dont le principe repose sur la conversion de l'énergie chimique en énergie électrique, concerne principalement les batteries, piles et accumulateurs.

Les batteries utilisées comme réserve massive d'énergie peuvent délivrer une puissance pendant quelques heures ou sur plusieurs jours et résister à un certain nombre de cycles de charge/décharge. Leur utilisation se situe plutôt à l'échelle d'un bâtiment ou d'une petite collectivité où elles permettent d'optimiser la gestion de sources d'énergie renouvelables, solaire ou éolienne (ou autre), notamment pour le lissage de la charge journalière en stationnaire. Quelques batteries au plomb peuvent répondre à ce besoin, de même que des batteries au sodium ou lithium-ion, mais ce sont surtout les batteries à flux qui font l'objet d'études pour le stockage massif à ce jour.

En effet, la notion de durée de vie liée au nombre de cycles de charge/décharge entre en ligne de compte pour l'utilisation des batteries en stationnaire : les batteries à flux peuvent revendiquer plus de 10 000 cycles, contre quelques centaines pour les batteries au plomb, voire quelques milliers pour les nouvelles batteries sodium (NaS et Zebra). Les systèmes de stockage électrochimique sont généralement composés d'un ensemble de batteries qui cumule la puissance de chaque unité. Leur attractivité repose sur leur flexibilité et leur réactivité.
 

Batteries à flux

Ces batteries permettent le stockage des couples électrochimiques (électrolytes à l'état liquide) à l'extérieur de la batterie. Les électrolytes circulent à travers une cellule d'échange d'ions dont les deux compartiments sont séparés par une membrane solide.

Les électrolytes peuvent également fonctionner comme liquides caloporteurs, facilitant ainsi la régulation de température, alors que les batteries conventionnelles dépendent d'une conduction passive de la chaleur, conduisant à des températures élevées à l'intérieur des cellules. Plusieurs types de batteries à flux sont ou ont été étudiés mais deux seulement sont actuellement opérationnels.

Batteries Zn-Br
Ces batteries sont fondées sur le couple zinc/brome (Zn+/Br-). Plusieurs démonstrateurs ont été réalisés (par exemple un système de 400 kWh réalisé à partir de modules de base de 50 kWh à Akron, Michigan) et quelques installations commerciales sont aujourd'hui opérationnelles.
Cependant, la nature corrosive du brome et la formation de dépôts solides de zinc constituent un frein important à leur mise en œuvre.

Batteries Vanadium-Redox Flow (VBR)
Le stockage de l'énergie est assuré par les couples redox (réaction chimique d'oxydo-réduction par échanges d'électrons) de vanadium dans une solution d'acide sulfurique, V2+/V3+ dans l'électrolyte négatif et V4+/V5+ dans l'électrolyte positif.
Un des avantages de cette technologie réside dans l'absence de contamination possible d'un compartiment électrolytique à l'autre puisqu'il s'agit du même composant chimique.

Plusieurs installations sont en service à ce jour :

  • King Island en Tasmanie, qui fonctionne depuis 2003 avec une batterie de capacité moyenne de 200kW/4h ou de 400kW/10 s en période de pointe ;
  • L'unité de stockage associée à la ferme éolienne de Tomamae Villa au Japon, d'une capacité de 4 MW/90min, en service depuis 2005.
     

Batteries sodium pour stockage stationnaire

En ce qui concerne ce type de batteries, la R&D est aujourd'hui en plein essor et les installations se multiplient. Ces batteries fonctionnent à ce jour à haute température (de l'ordre de 300 °C) puisque les électrodes sont sous forme liquide.

→ Batteries sodium/soufre (NaS)
Les électrodes liquides sont des formes ioniques de sodium (pôle négatif) et de soufre (pôle positif), l'électrolyte solide intermédiaire est une céramique d'alumine bêta (de sodium) et la température nécessaire est comprise entre 290 et 390 °C. Plus de 190 systèmes sont aujourd'hui installés au Japon, dont le plus performant a été mis en service en 2008 en liaison avec la ferme éolienne de Rokkasho et affiche une puissance de 34MW. Une installation expérimentale de 1 MW de puissance, développée par EDF et NGK, a été construite fin 2009 à la Réunion pour soutenir le réseau électrique de l'île en période de pointe.

Batteries sodium/chlorure de nickel (Zebra)
Le concept de base a été défini dès 1985 à l'université de Pretoria (Zebra, Zeolite Battery Research Africa Project) : il met en jeu une électrode positive, mélange de Ni-NaCl, avec une électrode liquide auxiliaire, le NaAlCl4. Ces batteries sont encore limitées aux applications mobiles, mais un système de 100 kWh a été testé en Ontario (par Halton Hills Hydro) avec un rendement de 84 %.
 

Batteries lithium-ion "avancées"

Le fonctionnement de la batterie lithium-ion repose sur l' échange réversible de l'ion lithium entre une électrode positive et une électrode négative. La R&D s'intensifie sur des batteries Li-ion stationnaires de capacité compatible avec le stockage temporaire d'énergie renouvelable. Ainsi, on peut citer à titre d'exemple le projet européen STORE visant à mettre en service en 2013 un système de stockage (produit par Saft) capable de restituer 1 MW/3 h sur l'île espagnole de Grande Canarie.

Le plus important démonstrateur à ce jour se trouve en Chine, à Zhangbei ; il a été mis en service fin 2011 et allie un système de batteries Li-ion (produit par BYD) d'une capacité de 20 à 36 MW sur 4 à 6 h avec une production éolienne de 100 MW et une production solaire de 40 MW.

Mode de stockage thermique
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Le stockage de chaleur concerne principalement le chauffage (ou la climatisation) des bâtiments, qui représente près de 50 % de la consommation énergétique en Europe.

Les sources de chaleur proviennent en premier lieu du solaire pour lequel le stockage permettrait de réduire les effets de son intermittence et du décalage entre les périodes les plus productives (le jour/l'été) par rapport aux périodes de plus grandes demandes (le soir/l'hiver). Il est également possible de stocker la chaleur produite par certaines industries en corollaire de leur activité principale (centrales à gaz ou d'incinération par exemple).

Tout matériau possède la capacité de libérer ou de stocker de la chaleur via un transfert thermique. Ce transfert peut être :

  • par chaleur sensible, c'est-à-dire par changement de la température du matériau — la chaleur est alors emmagasinée dans le matériau —,
  • ou par chaleur latente, c'est-à-dire par changement de phase du matériau, généralement changement solide/liquide d'un matériau pour lequel la variation volumique est faible.

Le stockage de la chaleur peut aussi se faire par voie thermochimique (ou sorption) via des procédés mettant en œuvre des réactions chimiques réversibles qui permettent de séparer un produit sous l'effet d'une source de chaleur. Les deux (ou plus) composants sont alors stockés séparément sans perte thermique et la chaleur est restituée lorsqu'ils sont remis en présence en reformant le produit initial.
 

Chaleur sensible

Le stockage sensible de grande capacité concerne surtout le stockage saisonnier en réservoirs soit

  • en réservoirs souterrains dans des aquifères naturels (nommés ATES pour Aquifer Thermal Energy Storage),
  • dans des roches ou en souterrain (appelés UTES ou BTES pour Underground ou Borehole Thermal Energy Storage)
  • ou encore dans des cuves en surface ou plus ou moins enterrées.

Il y a deux facteurs clés pour les matériaux de stockage étudiés :

  • L'inertie thermique (sables, bétons, céramiques).
  • La capacité à supporter de très hautes températures.

Quelques ATES existent déjà, comme celui de Neubrandenburger Stadtwerke en Allemagne, mis en service en 2004 et mettant en œuvre un stockage de 4 MW de puissance, à une température entre 60 et 80 °C dans un aquifère à une profondeur de 1200-1300 m, en relation avec une centrale à gaz et à vapeur.

Plusieurs projets structurants sont en cours : le programme ECES (Energy Conservation through Energy Storage) de l'AIE est probablement le plus actif (15 projets en cours), mais des actions sont également lancées en Europe (programmes de l'EERA, European Energy Research Alliance) et en France (projets ANR-Ancre, suite au projet Geostocal).

Les exemples d'UTES ou de BTES sont assez nombreux notamment en Norvège ou au Canada, comme par exemple le Drake Landing Solar Community (DLSC) dans l'Alberta qui alimente en hiver un quartier de plus de 50 maisons grâce à de la chaleur solaire stockée en été.

Une autre voie en cours d'étude est le stockage de chaleur lié aux centrales solaires thermodynamiques, qui consiste à concentrer le rayonnement solaire sur un récepteur permettant de chauffer à haute température un fluide caloporteur qui, directement ou après stockage, va activer un générateur d'électricité via une turbine. Le type de fluide caloporteur est généralement un sel fondu, mais des projets sont en cours pour identifier d'autres fluides comme par exemple des verres fondus (projet Halotechnics, programme HEATS, USA).
 

Chaleur latente

Les matériaux à changement de phase (MCP) qui présentent des opportunités intéressantes pour le stockage de chaleur latente sont de plusieurs types : métaux, matériaux organiques (acides gras et paraffines) ou inorganiques (sels hydratés). Ces matériaux sont souvent utilisés dans les matériaux de construction pour tempérer les bâtiments.

Il n'existe pas à ce jour d'installations de stockage de grande capacité basées sur ce principe mais de nombreux projets sont en cours, en particulier aux USA, comme par exemple le projet Metallic Composites Phase-Change Materials for High-Temperature Thermal Energy Storage conduit au MIT sur les nanomatériaux fondus.

Mode de stockage thermochimique
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Par rapport aux deux voies précédentes, les procédés mis en œuvre ici sont plus complexes : séparation des produits au stockage, mise en contact des réactants à la restitution, possibilité de changements de phase lors du cyclage. Les réactions de sorption semblent les plus adaptées à la climatisation des bâtiments et des applications existent.

La société suédoise ClimateWell, par exemple, propose un système commercial de climatisation/ stockage par adsorption à trois phases utilisant une solution saturée de LiCl en contact avec du LiCl solide.

Plusieurs pilotes ont été réalisés comme le système allemand à partir d'hydratation/déshydratation de zéolite ou de gel de silice. En France, le projet ANR Prossis vise à étudier un procédé de stockage intersaisonnier utilisant les propriétés d'hydratation/déshydratation de LiBr, jusqu'à la cristallisation.

Mode de stockage chimique : l'hydrogène
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Au-delà de ses applications comme carburant, l'hydrogène, vecteur énergétique, pourrait constituer une source de chaleur et d'électricité pour les bâtiments ou les lieux difficilement reliés au réseau. En cas de surproduction, l'électricité excédentaire servirait à produire de l'hydrogène qui pourrait être stocké et reconverti en électricité au moment du besoin.

À l'heure actuelle, plusieurs projets portent sur des systèmes de stockage d'hydrogène de grande capacité (réservoirs de stockage tampon ou réservoirs souterrains) entre sources d'énergies intermittentes et réseaux électriques.

La plateforme MYRTE récemment installée en Corse illustre ce principe : elle est constituée d'une centrale photovoltaïque d'une puissance installée de 560kW reliée à un électrolyseur qui convertit l'électricité en hydrogène pendant les heures creuses ; cette énergie est ensuite restituée via une pile à combustible qui reconvertit l'hydrogène et l'oxygène en électricité pendant les heures de forte consommation.

Des recherches sont également en cours sur le stockage par sorption dans des solides où l'hydrogène est produit par décomposition d'hydrures. Un consortium européen vient d'être lancé sur ce sujet (projet INGRID, dont McPhy Energy est le leader) pour la construction et l'exploitation d'une installation de stockage d'énergie de 40 MWh raccordée au réseau électrique dans la région des Pouilles en Italie, où l'hydrogène est stocké sous forme d'un alliage d'hydrure de magnésium (MgH2) solide.

L'hydrogène produit pourrait également être injecté dans le réseau gazier (technologie Power to Gas) bénéficiant ainsi de l'infrastructure gazière existante. Des études sont en cours sur la possibilité d'injecter plus de 10 % d'hydrogène dans les réseaux gaziers.

Quelques technologies alternatives nouvelles de stockage d'électricité sous forme de chaleur
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Thermo-electrical Energy Storage (TEES)

Le TEES est une technologie alternative de stockage reposant sur des cycles thermodynamiques, étudiée principalement par ABB Research Ltd. Le système consiste à convertir de l'électricité produite en excès en énergie thermique pendant la phase de charge, à stocker cette chaleur via un fluide circulant, puis à la reconvertir en électricité pendant la phase de décharge.

Pumped Heat (ou Thermal) Electricity Storage (PHES ou PTES)

La technologie PHES, mise au point par Saipem, repose également sur la thermodynamique. Elle s'apparente à une "super" pompe à chaleur réversible qui comprime de l'argon et le fait circuler dans deux conteneurs externes de graviers de températures différentes (800°C et –70°C). Un projet de 20 M$ pour la réalisation d'un démonstrateur au Royaume-Uni a été signé en juin 2012.

La technologie PTES, étudiée notamment dans le projet SETHER soutenu par l'ANR, est équivalente et repose sur un cycle thermodynamique au cours duquel de l'énergie électrique est emmagasinée sous forme de chaleur sensible dans des matériaux réfractaires portés à haute température, puis restituée au moment du besoin.

 

+ IFPEN > Événements > Panorama 2013 : "Stockage massif de l'énergie - Un impératif pour réussir le mix énergétique de demain ?"

(31 janvier 2013, Paris)

 
Contacts auprès de la Direction de la Stratégie d'IFPEN :
Catherine Ponsot-Jacquin - Jean-Fabrice Bertrand
 

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Citation

"La montée en puissance attendue de l'électricité d'origine éolienne ou solaire imposera certainement progressivement des moyens de stockage massifs d'énergie. Même si de nombreuses incertitudes demeurent aujourd'hui, l'importance de l'enjeu justifie pleinement la mobilisation de tous les acteurs dans ce domaine, en particulier en termes de recherche, face aux nombreux défis scientifiques et technologiques posés par les différentes solutions envisagées, à concevoir ou à améliorer."
 
Catherine Ponsot-Jacquin ,
Direction de la Stratégie IFPEN