Le stockage d’électricité par air comprimé est, avec les STEPs (et les barrages), le seul moyen de stockage durable et à grande échelle d’énergie mécanique. Son rendement limité (40-50%) est en voie d’amélioration avec le stockage adiabatique ou isotherme, qui récupèrent la chaleur issue de la compression pour la réinjecter au moment de la restitution d’énergie. C’est une voie encore en phase expérimentale.
Le principe du stockage d’électricité par air comprimé (CAES)
Outre le stockage d’électricité par air comprimé classique (Compressed-Air Energy Storage, CAES), il y a deux technologies en développement: le stockage adiabatique (AA-CAES) et le stockage isotherme.
Le stockage d’électricité par air comprimé classique
Le principe du stockage d’électricité CAES est très simple: lorsque vous avez trop d’électricité, vous l’utilisez pour injecter de l’air sous pression dans une cavité souterraine (en principe de type caverne saline). Puis, lorsqu’il y a besoin d’électricité, vous laissez cet air exercer sortir sur une turbine, qui va restituer une partie de l’énergie investie initialement. Le stockage se fait à très haute pression, de 100 à 300 bars, nécessaire pour faire fonctionner une turbine à gaz.
Le grand problème de ce système est son faible rendement: 40-50%. En effet, une large part de l’énergie est perdue sous forme de chaleur au moment de la compression, puis au moment de la restitution (il faut réchauffer l’air dans une chambre à combustion pour pouvoir l’utiliser). Une autre difficulté est de bien choisir la cavité à utiliser. En effet, elle doit être assez grande, mais aussi ne pas fuir et pouvoir résister à la pression. Certains projets prévoient l’utilisation de tunnels ou de puits. Certains systèmes prévoient de s’affranchir de cette limite et de fonctionner avec un réservoir de surface.
Le temps de réponse du système serait de l’ordre de quelques minutes.
Le stockage adiabatique (Advanced Adiabatic CAES, « AA-CAES »).
Le CAES adiabatique (= qui n’échange pas de chaleur avec l’extérieur du système) consiste à récupérer la chaleur perdue lors de la compression dans un réservoir, puis de la réinjecter au moment de la décompression. Cela améliore considérablement le rendement (70%): il ne reste plus que la perte d’énergie liée à la compression elle-même.
Néanmoins, ce procédé a ces propres challenges. En effet, il faut réussir à conserver la chaleur entre la compression et la libération, c’est-à-dire sur la durée du stockage ! La chaleur stockée peut s’élever à 600-700°C. (Thoraval 2016)
Plus facile à dire qu’à faire … Il y a des recherches sur les matériaux adéquats. Ils devraient pouvoir absorber beaucoup de chaleur dans relativement peu de volume, permettre un bon échange avec le fluide caloporteur, restituer la chaleur comme souhaité et, bien sur, être durable et peu cher.
Le stockage CAES isotherme
Le stockage d’énergie CAES par air comprimé isotherme suit la même logique que le stockage adiabatique, sauf qu’au lieu de récupérer la chaleur aprè la compression, on le fait de manière uniforme et constante. Lors de la compression, de l’eau serait injectée dans le compresseur, permettant de récupérer la chaleur générée. Elle serait stockée, puis réinjectée ensuite au moment de la restitution.
Selon connaissancedesenergies, ce système aurait une efficacité de l’ordre de 95% « pour le système détendeur / compresseur », néanmoins ce chiffre ne me semble pas assez sourcé ou bien ne décrit pas l’énergie nécessaire à la compression. Une autre source évoque un rendement de 70-80%, ce qui me semble avoir plus de sens. J’aurais besoin de plus de documentation sur ce sujet.
Récapitulatif des avantages et inconvénients du stockage à air comprimé
Le stockage à air comprimé a comme avantages, globalement, d’être assez bon marché et de pouvoir stocker de grandes quantités d’énergie. Les inconvénients de ces systèmes sont le besoin en espace hermétique. Il peut également y avoir des problèmes de corrosion liés à l’humidité de l’air, mais il y a des solutions. Enfin, pour les cavernes salines, il a un problème de contamination par le sel qui peut endommager les turbines.
La CAES « classique » a comme désavantages un rendement global relativement faible (40-50%), même s’il est largement plus élevé que l’hydrogène (20-25%) et, en plus, il génère du CO2, utilisant de l’énergie fossile pour réchauffer le gaz avant passage dans la turbine. Le stockage adiabatique n’a, lui, pas de désavantage et a un rendement au final respectable (70%). Néanmois, il faut encore tester ces dispositifs à grande échelle. Le problème de la durée de stockage et du temps de conservation de la chaleur correspondante n’est pas négligeable.
Les installations de stockage d’énergie CAES
Les installations existantes
Si c’est la méthode de stockage que nous allons voir ici la plus mature, elle est très peu utilisée. En 2016, n’y avait que 2 installations actives, « classiques », dans le monde:
- Huntorf en Allemagne, 1979 : La première installation, utilise cavités salines représentant au total 310 000m3 à 650-800m de profonduer. D’une puissance de 290 MW. L’air est stocké entre 43 et 70 bars et le rendement était de 50%. Le temps de décharge (à pleine capacité et pleine puissance je suppose) est de 3h.
- McIntosh, aux Etats-Unis, en 1991 : d’une puissance maximale de 110 MW, utilisait aussi une cavité saline, de 538 000m3 entre 450 et 800m de profondeur. Le gaz était stocké à 45-76 bars et le rendement était de 54%. Le temps de décharge était de 26h. (Thoraval 2016)
Un test de 2MW avait été démarré à Hokkaido, au Japon, mais il a été arrêté.
Entreprises et projets autour du stockage d’énergie CAES
connaissancedesenergies.org évoque plusieurs projets, que je dois vérifier :
- projet de SustainX aux États-Unis (New Hampshire) 2011 1MW [A vérifier]
- projet d’Hydrostor au Canada 2013 1MW [A vérifier]
- projet de General Compression aux États-Unis (Texas) 2014 2MW [A vérifier]
- Le projet ADELE en Allemagne a été le premier projet de CAES adiabatique (souterraine). La construction a commencé à 2013 et le projet a représenté 10 millions d’euros. 2018 90MW [A vérifier]
- projet de PG&E aux États-Unis (Californie) 2021 300MW [A vérifier]
- projet à Norton aux États-Unis (Ohio) 2700MW [A vérifier]
- Une installation de 4 à 6 GWh de capacité et 500MW de puissance de stockage CAES adiabatique est en construction à Rosamond, en Californie. C’est le système de la startup Hydrostor, qui s’est associé à l’américain Pattern Energy et au français Meridiam pour exploiter cette technologie.
- Gaelectric développe une installation d’une puissance de 330MW dans la ville de Larne, en Irlande.
- Un article très complet: https://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/caes-stockage-par-air-comprime
- Alain Thoraval, « Stockage souterrain de l’air comprimé dans le contexte de la transition énergétique », INERIS, rapport d’étude DRS-16-149645-00148A, 11 janvier 2016