Stockage d'énergie

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Le stockage de l'énergie est l'action qui consiste à placer une quantité d'énergie en un lieu donné pour permettre son utilisation ultérieure. Par extension, le terme « stockage d'énergie » est souvent employé pour désigner le stockage de matière qui contient cette énergie. La maîtrise du stockage de l'énergie est particulièrement importante pour valoriser les énergies alternatives, telles que l'éolien ou le solaire, sûres et renouvelables, mais par nature intermittentes.

Schéma simplifié et de principe d'un système intégré de stockage dans un réseau électrique, de type « Grid energy storage (en) »
Centrale thermosolaire d'Andasol, située dans la commune d'Aldeire (Province de Grenade, en Espagne). Planifiée, construite et exploitée par ACS-Cobra Energía, cette centrale solaire utilise la technologie de stockage de chaleur dans des réservoirs de sel fondu, afin de pouvoir aussi produire de l'électricité la nuit ou le jour quand le soleil ne brille pas.

On s'intéressera ici principalement à l'opération consistant à créer un stock à partir d'énergie disponible, et non directement à la gestion des stocks (notamment des stocks d'énergie fossile), ni au déstockage.

Sommaire

Définitions[modifier | modifier le code]

Pour la « production d'énergie », le stockage est essentiel : en réalité, ce qu'on appelle couramment et économiquement « production d'énergie » est :

Du point de vue physique, il n'y a jamais "production d'énergie", mais seulement transformation d'une énergie disponible dans la nature.

Le stockage consiste à constituer un stock d'énergie potentielle à partir de flux d’énergie dont on n'a pas l’usage immédiat, afin de pouvoir en disposer plus tard, lorsque la demande sera plus importante.

La nature procède naturellement à ce stockage, par exemple avec la biomasse "neuve" (non fossile), le cycle climatique de la Terre (pluie, neige...), les marées...

Certains stockages naturels n'ont eu lieu qu'à l'échelle de temps géologique (création du charbon, du pétrole et du gaz, formation des étoiles et des éléments radioactifs dans les noyaux des planètes...). Aujourd'hui, les stocks d'énergies fossiles s'épuisent, leur renouvellement étant infinitésimal à l'échelle de temps de la vie humaine, raison pour laquelle ces ressources sont appelées non-renouvelables.

Intérêt[modifier | modifier le code]

Le stockage d'énergie est un enjeu vital pour les sociétés humaines.

Pour les États, l'indépendance énergétique est stratégique et économiquement essentielle. Pour les individus et les entreprises, l'énergie doit impérativement être disponible à la demande, sans coupure inopinée. Toute rupture d'approvisionnement a un coût très élevé, en termes économiques mais aussi sociaux : santé, sécurité, etc ; par exemple, une coupure de courant dans un hôpital peut avoir des conséquences désastreuses ; tout hôpital se doit de disposer de plusieurs groupes électrogènes de secours et de stocks de carburant.

Le stockage d'énergie répond à trois motivations principales :

  • sécurisation de l'approvisionnement en énergie d'un pays ou d'un groupe de pays ;
  • ajustement de la production d'énergie en fonction de la demande ;
  • compensation de l'irrégularité de la production des énergies dites intermittentes.

Besoins quantitatifs[modifier | modifier le code]

En 2015, l'Irena (International renewable energy agency) estime que pour un objectif de taux de pénétration de 45 % d'énergies renouvelables à l'horizon 2030, les besoins mondiaux en stockage d'énergie se monteraient à 150 GW de stockage par batteries et à 325 GW de stockage par stations de pompage[1].

Sécurisation de l'approvisionnement en énergie[modifier | modifier le code]

Parc de stockage de la raffinerie MiRO à Karlsruhe, en Allemagne, avec des réservoirs de forme différente pour les produits pétroliers gazeux (gaz de pétrole liquéfié), liquides (essence ou fioul) et solides (coke de pétrole).

Une rupture de l'approvisionnement en énergie peut gravement désorganiser l'économie d'un pays et mettre en danger des fonctions vitales : défense, système de santé, etc. Il est donc essentiel de disposer de stocks suffisants pour faire face à une coupure des flux d'approvisionnement, en particulier en cas de crise géopolitique. Le premier choc pétrolier de 1973, créé par une baisse concertée des livraisons de pétrole par les pays de l'OPEP, suscitant une envolée des prix pétroliers, a amené les 16 nations les plus industrialisées (rejointes ultérieurement par 12 membres additionnels) à créer l'Agence Internationale de l'Énergie, chargée de coordonner leurs politiques énergétiques et de mettre sur pied une économie raisonnée de la ressource[2]. Pour pouvoir adhérer à l'AIE, un pays doit prouver qu'il dispose de réserves de pétroles équivalentes à 90 jours d'importations, à disposition immédiate du gouvernement au cas où des mesures d'urgence seraient décidées par l'AIE ; il doit également avoir mis au point un programme de rationnement capable de réduire de 10 % la consommation nationale de pétrole[3]. En 2011, lorsque la guerre civile libyenne a causé une chute de la production de ce pays, l’AIE a décidé de prélever 60 millions de barils dans ces réserves stratégiques[4].

La réserve stratégique de pétrole la plus importante, celle des États-Unis, atteignait 696 millions de barils à la fin 2011, soit 82 jours d'importations nettes[5].

Les stocks de gaz jouent un rôle majeur dans le fonctionnement et la sécurité du système gazier : en France, les 13 sites de stockage souterrain totalisent 144 TWh de capacité de stockage, soit 30 % des importations nettes de gaz en 2012[6].

La politique de l'Union européenne en matière de sécurisation de l'approvisionnement en énergie est exposée dans le Livre vert de 2006 intitulé « Une stratégie européenne pour une énergie sûre, compétitive et durable », préconisant en particulier « une nouvelle proposition législative concernant les stocks de gaz qui donnerait à l’UE les moyens de réagir selon le principe de la solidarité entre les États membres en cas de situation d’urgence »[7]. Cette nouvelle règlementation, adoptée en 2010, enjoint chaque état membre de désigner une autorité compétente chargée d'établir des plans d'urgence, des évaluations des risques, et d'imposer aux entreprises gazières de prendre les mesures nécessaires pour garantir des standards de sécurité d'approvisionnement, sans fixer d'objectif précis en matière de stockage ; elle promeut surtout des mesures de diversification d'approvisionnement (gazoducs évitant la Russie par le Sud, terminaux méthaniers) et d'amélioration des capacités d'échange, en particulier la bi-directionnalité des gazoducs[8].

Dans le nucléaire, l'uranium contenu dans l'amont du cycle du combustible nucléaire (conversion en hexafluorure d'uranium, enrichissement, fabrication des assemblages, combustible en réacteur) représente plusieurs années de consommation, ce qui garantit une forte capacité de résistance à une rupture d'approvisionnement.

Une des règles fondamentales de la sécurité des centrales nucléaires est la redondance des dispositifs de secours : chaque centrale doit disposer de plusieurs sources d'alimentation électrique, par exemple des groupes diesel avec leurs stocks de carburant, afin de prendre le relais de l'électricité du réseau pour maintenir en fonctionnement les pompes du circuit de refroidissement.

Ajustement de la production d'énergie à la demande[modifier | modifier le code]

profil journalier de production d'une centrale de pompage-turbinage : en vert le pompage, en rouge le turbinage

L'ajustement de la production d'électricité à la demande se fait pour l'essentiel par l'utilisation de moyens de production modulables à volonté, en particulier les centrales à gaz ; des contrats d'effacement passés avec les consommateurs capables d'arrêter tout ou partie de leur consommation pendant les périodes de forte demande contribuent également, de façon encore marginale, à cet ajustement. Il est envisagé d'aller plus loin dans la maîtrise de la demande en énergie grâce aux smart grids.

Des moyens de stockage sont aussi utilisés, comme les stocks de charbon ou de gaz sur le site des centrales électriques. Les principaux moyens de stockage de l'électricité sont :

Les centrales hydroélectriques dotées de réservoirs représentent en France, en 2012, 70 % de la puissance du parc hydroélectrique, mais seulement 48 % de la production[9] ; les 52 % restants (centrales « au fil de l'eau ») ne sont pas modulables, et font partie avec les éoliennes et le solaire des énergies renouvelables à production dite « fatale » au sens où elle n'est pas maîtrisable ni modulable.

Réservoir supérieur de la centrale de Cruachan en Écosse, au premier plan ; au second plan le Loch Awe qui sert de réservoir inférieur.

Parmi les centrales dotées de réservoirs, les centrales de pompage-turbinage, dont, en France, les six principales totalisent 4 173 MW en 2012[9], jouent un rôle crucial dans l'ajustement offre-demande en utilisant les excédents de production d'heures creuses pour pomper de l'eau de leur réservoir inférieur vers leur réservoir supérieur, créant ainsi une réserve d'énergie potentielle qui peut ensuite être utilisée pour couvrir une partie de la demande en heures de pointe.

Les stocks de gaz jouent un rôle majeur dans le fonctionnement du système gazier : ils permettent d'adapter le débit de fourniture du gaz aux variations de la demande, en particulier à ses variations saisonnières, le gaz étant utilisé . Par exemple, en France, Storengy, filiale de GDF Suez, et TIGF, filiale de Total, gèrent respectivement 13 sites (114 TWh de capacité de stockage) et 2 sites (30 TWh), soit au total 30 % des importations nettes de gaz en 2012[6] ; 12 sites sont en nappe aquifère, 3 en cavités salines ; durant la vague de froid observée au début du mois de février 2012, les stockages ont fourni jusqu'à 60 % de l'approvisionnement national[10].

Compensation de l'irrégularité de la production des énergies intermittentes[modifier | modifier le code]

L'irrégularité de la production des centrales « au fil de l'eau » est depuis longtemps compensée par l'utilisation de moyens de production modulables ainsi que par les stocks des barrages hydroélectriques.

Production horaire allemande en février 2012 :
jaune=solaire ;
bleu=éolien ;
rouge=autres
Production horaire allemande en août 2012 :
jaune=solaire ;
bleu=éolien ;
rouge=autres

La montée en puissance de deux nouvelles catégories d'énergies renouvelables à production fatale (non modulables ni maîtrisable) : l'éolien et le solaire, a donné une dimension nouvelle aux besoins de stockage d'électricité.

Le Danemark a ainsi pu porter sa production éolienne au pourcentage record de 33 % de sa production électrique en 2013[11] grâce à l'interconnexion de son réseau, par plusieurs câbles sous-marins, avec ceux de la Suède et de la Norvège qui, dans le cadre du marché de l'énergie scandinave Nordpool, lui permettent de vendre ses excédents éoliens en périodes ventées à ces deux pays qui réduisent alors leur production électrique, stockant de l'eau dans leurs barrages, qu'ils utilisent pour revendre de l'hydroélectricité au Danemark en période peu ventée ; l'objectif du Danemark étant de porter à 50 % en 2020 la part de l'éolien, des méthodes de maîtrise de la demande en énergie et l'utilisation des smart grids sont à l'étude pour moduler par exemple la charge des batteries des véhicules électriques ainsi que le fonctionnement des pompes à chaleur en fonction de la production éolienne[12].

Mais d'autres pays, tels que l'Allemagne ou le Royaume-Uni, n'ont pas la chance de disposer d'un potentiel hydroélectrique significatif ; ils se sont certes équipés de centrales de pompage-turbinage (6 352 MW en Allemagne[13] et au moins 2 828 MW au Royaume-Uni), mais les plus récentes, celles de Goldisthal en Allemagne et de Dinorwig au Royaume-Uni, datent de 2003 et 1984 ; des projets en cours sont freinés par des oppositions locales.

Les ministres responsables de l'énergie des 3 pays alpins : Allemagne, Autriche et Suisse, réunis le 5 mai 2012, ont déclaré qu'à l'avenir le développement des énergies renouvelables pour la production d'électricité ne pourrait pas se faire sans un renforcement correspondant des capacités de transport et de stockage, et que la seule technique de stockage à grande échelle actuellement disponible est celle des centrales de pompage-turbinage ; ils se sont engagés à coordonner leurs efforts pour promouvoir cette technique. Les associations professionnelles du secteur électrique des trois pays ont lancé en commun une initiative pour promouvoir le pompage-turbinage, en réclamant des gouvernements des mesures de facilitation réglementaires et fiscales. Les capacités de pompage-turbinage de l'Europe sont en 2012 de 45 GW (170 centrales), dont 75 % dans huit pays, en tête desquels figurent Allemagne, France, Espagne, Italie, Suisse et Autriche ; d'ici 2020 sont prévus environ 60 projets pour 27 GW, surtout en Espagne et dans les trois pays alpins qui prévoient d'ajouter à leurs 12,5 GW actuels (6,5 GW en Allemagne, 4,3 GW en Autriche et 1,7 GW en Suisse) 11 GW supplémentaires d'ici 2020 (4 GW en Allemagne, 3,5 GW en Autriche et 3,5 GW en Suisse)[14],[15].

De nombreux projets très divers sont à l'étude, en particulier pour le stockage d'hydrogène, ou encore l'utilisation des batteries des véhicules électriques pour stocker les excédents éoliens ou solaires en modulant leur recharge grâce aux smart grids, dans la lignée des idées de troisième révolution industrielle lancées par Jeremy Rifkin.

D'autres approches consistent à réguler les appareils à forte consommation (chauffage électrique, eau chaude et système de réfrigération par exemple) pour correspondre aux prévisions de production et éviter les irrégularités de consommation comme les pics du soir en hiver (cf effacement de consommation électrique) ; cependant, une partie de la consommation ne peut être déplacée (ascenseurs, éclairage, cuisson des aliments, TV, ordinateurs sans onduleurs ni batteries, etc) et le délai de déplacement est limité à quelques heures : il n'est pas possible d'arrêter le chauffage pendant plusieurs jours sans vent ou sans soleil.

Perspectives économiques et sociétales[modifier | modifier le code]

Associé aux énergies renouvelables, le stockage à un coût économiquement intéressant permettrait de parachever la transition énergétique et l'usage généralisé des énergies renouvelables. Alors que le coût de l'énergie solaire a déjà très fortement baissé, la poursuite de cette baisse associée à la baisse massive du coût des batteries ou d'autres modes de stockage de l'énergie permettrait l’avènement de ce qu'Hermann Scheer appelle la « quatrième révolution industrielle ». En effet selon un rapport de la Deutsche Bank publié en mars 2015[16], le coût du stockage pourrait être divisé par 7 entre 2015 et 2020, en passant de 14 à 2 cts€/kWh. Le coût du photovoltaïque pourrait passer, à en croire un rapport de l'institut Fraunhofer, à 4 à 6 cts€/kWh en 2025 et 2 à 4 cts€/kWh en 2050[17]. Cela ferait de l'électricité photovoltaïque une énergie fiable et bon marché, puisqu'elle ne coûterait que 61 €/MWh stockage compris.[réf. nécessaire]

Cette baisse du prix des batteries permettrait en outre, selon les Echos[18], l'émergence d'un marché de masse des véhicules électriques en 2020, ce qui permettrait de diminuer la dépendance au pétrole et à moyen-terme de la supprimer, tout en réduisant les émissions de gaz à effet de serre et la pollution.

Efficacité énergétique d'un stockage d'énergie[modifier | modifier le code]

Sauf pour les moyens naturels de stockage d'énergie ambiante, comme la lumière solaire dans la biomasse, le vent ou la pluie, le stockage d'énergie est associé à l'opération inverse : l'opération consistant à récupérer l'énergie stockée (le déstockage d'énergie). Ces deux opérations de stockage/déstockage constituent un cycle de stockage. À la fin d'un cycle, le système de stockage retrouve son état initial (idéalement "vide") ; on a alors régénéré le stockage.

L'efficacité énergétique d'un cycle correspond au rapport entre la quantité d'énergie récupérée sur la quantité d'énergie que l'on a cherché initialement à stocker. Ce rapport est généralement inférieur à 1, sauf pour les moyens naturels de stockage d'énergie ambiante où il peut être considéré comme infini (division par zéro), puisque personne ne fournit l'énergie à stocker, qui est de fait gratuite.

L'efficacité énergétique d'un cycle de stockage d'énergie dépend énormément de la nature du stockage et des systèmes physiques mis en œuvre pour assurer les opérations de stockage et de déstockage.

Dans tous les cas, chacune des deux opérations de stockage et de déstockage induit invariablement des pertes d'énergie ou de matière : une partie de l'énergie initiale n'est pas réellement stockée et une partie de l'énergie stockée n'est pas réellement récupérée. Mais pour de l'énergie ambiante naturelle, ces pertes influent surtout sur l'amortissement économique des investissements éventuellement nécessaires : la lumière du soleil arrive même si l'humain ne la capte pas.

Les grandes formes de stockage[modifier | modifier le code]

Le stockage est directement lié à l'usage qu'on fait de l'énergie. Cette section dresse un aperçu des grandes formes de stockage, qui sont développées ensuite dans les sections suivantes.

Stockage de combustible[modifier | modifier le code]

La combustion restant le processus énergétique le plus courant, c'est le stockage le plus développé. Tous les États disposent de stocks stratégiques de pétrole et/ou charbon, mais même en excluant ces éléments fossiles, il faut rappeler l'importance pratique du bois-énergie, dont on fait des stocks pour l'hiver, et le développement des agrocarburants.

Stockage électrochimique[modifier | modifier le code]

À plus faible échelle, le stockage d'énergie en vue de la production d'électricité (électrochimique dans les piles et les batteries, électrique dans les condensateurs ou « supercondensateurs ») est bien moindre en termes de quantité d'énergie, mais très important sur le plan pratique. De nouvelles approches (ex : la Troisième révolution industrielle de J. Rifkin) et/ou de nouvelles batteries bénéficiant des progrès des nanotechnologies et associées à un système "intelligent" de gestion de l'énergie, permettent de doper le stockage d'électricité intermittente (solaire, éolienne)[19],[20], pour stocker et autoconsommer jusqu'à plus de 75 % de la production d’électricité photovoltaïque d'une maison équipée de modules photovoltaïques[20]. En 2015, NaWa Technologies conçoit des projets de super-condensateurs n'utilisant que du carbone et de l'aluminium, sans matériaux rares et/ou très toxiques habituellement utilisés par les batteries et annonce des temps de recharge 1 000 fois plus courts que pour une batterie classique, avec des millions de cycles possibles et, en 2015, cinq fois plus d'énergie stockée par volume. Reste à diminuer les coûts encore prohibitifs de ces super-condensateurs[1]. Nanomakers, une start-up issue du CEA cherche à améliorer la densité des anodes en utilisant une nanopoudre de carbure de silicium au lieu du graphite pour rendre les batteries lithium-ion environ « dix fois plus performantes » (pour fin 2017 selon l'entreprise)[1].

Stockage de calories[modifier | modifier le code]

Le stockage de calories dans un système thermodynamique permet par exemple déjà (en 2015) de décaler (de 4 ou 5 heures) le pic de consommation ; les cumulus d'eau chaude de France (3 GW de puissance) constituent ainsi une réserve de 28 TWh, ce qui correspond à 10 % de l'ensemble des consommations énergétique des bâtiments du pays[1].

Au-delà de cette fonction du cumulus, des habitations de grande inertie thermique (murs épais, bonne isolation) permettent de lisser et diminuer les besoins de chauffage et de rafraîchissement, permettant des économies directes[21].

Les matériaux à changement de phase (MCP) peuvent aussi dans les bâtiments accumuler de l'énergie solaire thermique de chauffe-eau solaires individuels (CESI). Les MCP permettent de lisser la production d'énergie (gratuite) fournie par le Soleil et d'augmenter la capacité de stockage grâce à leur grande densité énergétique volumique. La société Kaplan Energy a été le premier fabricant à équiper ses CESI et SSC (Système solaire combiné) de batteries solaires thermiques constituées de MCP.

À l'échelle industrielle, on peut stocker la chaleur solaire dans des réservoirs (des heures de jour vers les heures de nuit), et/ou comme intermédiaire avant la production d'électricité, pour lisser l'apport solaire ; ce type d'usage est encore marginal en volume mais c'est une voie intéressante dans le cadre d'une production électrique par une centrale solaire thermodynamique.

Stockage mécanique[modifier | modifier le code]

C'est un élément pratiquement obligatoire dans tous les moteurs, sous forme de volant d'inertie, pour réguler le mouvement à des échelles de temps très courtes, inférieures à la seconde. Il n'est pratiquement pas utilisé pour le stockage à long terme, car les quantités d'énergie stockées sont très faibles (ainsi une automobile d'une tonne lancée à 150 km/h ne représente que 860 kJ, soit moins de 1/4 kWh !), mais a été utilisé en Formule 1 pour un gain ponctuel mais instantané de puissance[22].

Stockage sous forme d'énergie potentielle de pesanteur[modifier | modifier le code]

La remontée d'eau dans des barrages ou autres récipients surélevés quand il y a surproduction d'électricité permet de stocker l'énergie sous forme d'énergie potentielle de pesanteur. Cette technique, déjà très utilisée pour la régulation et l'équilibrage des réseaux électriques, est mise en œuvre au moyen de systèmes de pompage-turbinage. Son utilisation est envisagée par certains experts pour compenser l'irrégularité de la production des énergies éolienne et solaire[23].

Stockage sous forme d'énergie chimique[modifier | modifier le code]

Le stockage sous forme d'énergie chimique est très utilisé mais ne représente pas le mode de stockage le plus important en termes de MWh.

Énergie chimique de la biomasse issue de l'énergie solaire[modifier | modifier le code]

La production de molécules riches en énergie issues de l'énergie solaire (photosynthèse) et facilement utilisables est à la base de la vie. L'homme récupère cette énergie stockée naturellement sous diverses formes, toutes combustibles :

  • le bois avec des durées de renouvellement de dizaines d'années ;
  • les huiles telles que colza, maïs, etc. avec un rythme annuel[24] ;
  • les sucres et amidon permettant de produire du bioéthanol (rythme annuel) ;
  • le charbon, le pétrole et les gaz pétroliers, avec des durées de renouvellement de centaines de millions d'années (donc non renouvelables à l'échelle d'une vie humaine), selon la théorie de la formation du pétrole la plus commune qui fait provenir le pétrole de l'agrégation et de la transformation de biomasse ancienne enterrée et transformée par des processus complexes souterrains.

Les productions et le stockage d'énergie sous forme de biomasse nécessitent plusieurs mois, et sont d'une efficacité énergétique faible (la photosynthèse ne récupère qu'environ 1 % de l'énergie solaire disponible), mais ils sont renouvelables.

La création des stocks de charbon, de pétrole ou de gaz pétrolier a été encore moins efficace, et n'est plus réalisée actuellement selon nos connaissances. Il s'agit donc d'un stock non renouvelable, fabriqué à partir de l'énergie solaire moins efficacement encore que la biomasse renouvelable.

L'usage des dérivés pétroliers et de la biomasse comme carburant ne tire pas profit des intéressantes propriétés des molécules produites par les êtres vivants. Pour la biomasse renouvelable, se pose le problème de la concurrence avec la production alimentaire.

Pour toutes ces raisons, la biomasse est un mode de stockage qui n'a pas encore atteint toute sa maturité.

Potentiel électrochimique et stockage de l'électricité[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Accumulateur électrique.
La batterie d'accumulateurs est le mode le plus courant de stockage d'électricité, sous forme chimique

L'électricité est une énergie secondaire et un vecteur d'énergie ; car résultant d'une transformation d'énergie primaire. Une fois produite elle est instantanément consommée ou perdue. Elle n'est pas directement stockable (sauf dans un condensateur), et doit donc être convertie en une autre forme d'énergie pour être stockée.

Le stockage massif d'électricité par des accumulateurs électrochimiques géants n'a jamais été tenté. Ces accumulateurs seraient lourds, chers et à durée de vie limitée. Ils poseraient aussi des problèmes de pollution (acides et métaux lourds) en fin de vie et des risques d'incendie voire d'explosion hors de leurs conditions normales d'usage.

Par contre, de nombreux systèmes déconnectés du réseau de distribution d'électricité utilisent des batterie d'accumulateurs ou de piles. Il s'agit souvent de petits appareils (électroménagers, électronique ou électronique embarqué, par exemple sur un bateau). Les batteries au lithium sont courantes dans les applications portables électroniques, à plus de 95 % pour les téléphones, les ordinateurs portables et les caméscopes / appareils photo, avec 1,15 milliards de batteries au lithium mises sur le marché en 2003[25].

Un regain d'intérêt pour des véhicules électriques moins émetteurs de gaz polluants (vélos, automobiles ou hybride (l'électricité y vient en complément d'énergie fossile) utilisent de plus en plus des batteries au lithium (solutions LiPo et surtout LMP[25]).

Les condensateurs de moyenne et grosse capacité, dits « condensateurs chimiques » et les « SuperCap » sont un autre moyen de valoriser les couples électrochimiques pour stocker de l'énergie, très courant dans les appareils et machines électriques avec ou sans électronique embarquée.

Des batteries à base de lithium-fer-phosphate (LFP) en nanoparticules.. C'est le projet de la filiale Aquitaine Energy Factories d'Hydro-Québec créé à Lacq avec la région Aquitaine. Ces matériaux sont abondants et peu chers. Ces batteries stockeraient dix fois mieux l'énergie que les « lithium-ion » ; supportant 30 000 cycles de rechargements, contre 1 000 pour des batteries lithium-ion. Leur durée de vie serait de dix ans, contre trois ans pour les batteries lithium-ion. Elles permettraient d'ici à cinq ans, 500 km d'autonomie pour une voiture électrique. L'objectif est de produire cinq millions de cellules de batteries par mois, ce qui va diviser leur prix par trois ou cinq ; la production devrait démarrer en 2017. Au total, 545 millions d'euros devraient être investis en six ans[26]. Le Commissariat à l’énergie atomique et le groupe Arkema se sont associés au projet[27].

Un débat existe quand à l'intérêt de faire du stockage d’électricité une activité concurrentielle (tendance encouragée par la libéralisation du marché de l'énergie), ou non-concurrentielle (afin de palier les défaillance du marché notamment dans les contextes de « congestions sur le réseau, systèmes isolés, pouvoir de marché »)[28].

Gaz[modifier | modifier le code]

L'énergie disponible peut être utilisée pour synthétiser des gaz combustibles, à partir de molécules moins riches en énergie (ou moins pratique à utiliser). Le méthane ou l'hydrogène ou même un produit intermédiaire comme l'ammoniac, sont envisagés.

Méthane[modifier | modifier le code]

Dans la perspective d'une transition vers des énergies renouvelables, des chercheurs de l'entreprise autrichienne Solar Fuel Technology (Salzbourg), en coopération avec l'Institut Fraunhofer de recherche sur l'énergie éolienne de Leipzig (IWES), le centre de recherche sur l'énergie solaire et l'hydrogène de Stuttgart (ZSW) et l'université de Linz ont mis au point une solution de stockage de l'énergie sous forme de méthane[29],[30]. L'énergie électrique excédentaire d'origine éolienne ou photovoltaïque est utilisée pour décomposer de l'eau en dihydrogène et dioxygène (électrolyse de l'eau), puis le dihydrogène est combiné au dioxyde de carbone par méthanation (réaction de Sabatier).
L'un des principaux intérêts de ce procédé est d'utiliser les infrastructures (réservoirs et conduites de gaz) existantes, dont la capacité de stockage serait suffisante pour couvrir les besoins de méthane de l'Allemagne pendant plusieurs mois[31], par exemple pendant les périodes où le solaire et l'éolien ne peuvent couvrir les besoins énergétiques.

GRTgaz, filiale du groupe Engie, a lancé officiellement début décembre 2015 son démonstrateur « Jupiter 1000 », situé à Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône). Il s'agit de stocker de l'électricité sous forme de gaz naturel. Ce procédé de conversion d'électricité en gaz (power to gas) consiste à utiliser l'électricité pour procéder à une électrolyse de l'eau et obtenir de l'hydrogène, qui sera ensuite combiné à du CO2, pour être transformé par méthanation en méthane de synthèse qui sera injecté dans le réseau de distribution de gaz. Le démonstrateur, dont la mise en service est prévue mi-2018[Passage à actualiser], aura une puissance électrique de 1 MW pour un investissement de 30 millions d'euros financé pour un tiers sur fonds publics et pour le solde par les industriels associés[32].

Hydrogène[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Stockage de l'hydrogène.

L'hydrogène comme carburant a été proposé comme solution dans les problèmes d'énergie. Il peut aussi être utilisé comme combustible ou pour la production d'électricité par une pile à combustible ou produit par électrolyse de l'eau pour « stocker » des énergies intermittentes (éolien, solaire) dans des zones isolées du réseau[33].

Le stockage peut être réalisé sous plusieurs formes, qui ont toutes une faible efficacité énergétique[pas clair] :

  • Stockage d'hydrogène gazeux :
Ce mode de stockage est le plus simple technologiquement, mais il présente des inconvénients. La plupart des matériaux sont en effet poreux vis-à-vis de l'hydrogène (phénomène de diffusion intra-atomique dû à la très faible taille du noyau d'hydrogène, il passe au travers des mailles cristallines des métaux et de la matière condensée en général), ce qui génère des pertes lors d'un stockage de longue durée. De plus, ce mode de stockage nécessite une masse et un volume de stockage importants, et une compression très coûteuse sur le plan énergétique. Néanmoins le stockage à 350 bar et à 700 bar avec des matériaux composites permet d'alimenter des flottes expérimentales de véhicules en Europe depuis 2000, notamment les autobus des projets européens Ectos, CUTE, Hyfleet Cute et bientôt CHIC[34],[35],[36].
Quatre constructeurs automobiles prévoient un lancement en série de voitures à piles à combustible en 2015 : Mercedes-Benz, Honda, Général Motors et Hyundai. La Mercedes « fuel cell » class B est en location à Oslo depuis janvier 2011[37]. Vingt-deux stations services hydrogène mises en place en 2010 et un total de 212 dans le monde distribuent l'hydrogène à 350 et/ou 700 bars et/ou sous forme liquide[38].
  • Stockage d'hydrogène liquide :
La liquéfaction de l'hydrogène (vers −252 °C) permet de pallier partiellement le problème de volume du stockage gazeux (bien que la densité de l'hydrogène liquide ne soit que de 70 g/l) mais nécessite de refroidir l'hydrogène et de le conserver à très basse température : ce stockage est compliqué, très consommateur d'énergie, et éventuellement dangereux. Il est réservé en général au spatial, mais il est aussi utilisé pour des voitures à hydrogène liquide[39], comme une version (non disponible à la vente) de la BMW série 7[40].
  • Stockage sous forme de composés physiques ou chimiques capables de libérer facilement le gaz, par :
    • l'utilisation de nanotubes de carbone et d'autres procédés nanotechnologiques.
    • les hydrures métalliques : magnésium[41] et autres métaux légers (titane, aluminium…). Cette technologie arrive au stade commercial : la société McPhy Energy a signé en juin 2015 un contrat de 6,4 millions d’euros avec le propriétaire d’un parc éolien de 200 MW situé en Chine dans la province du Hebei, pour valoriser les surplus d’électricité produits au moyen de deux lignes de production et de stockage d’hydrogène, composées chacune d’un électrolyseur de 2 MW et d’une unité de stockage d'hydrogène solide transportable[42].
    • l'acide formique qui par un procédé utilisant du fer comme catalyseur se décompose en dihydrogène et en dioxyde de carbone[43]. Cette voie catalytique permet d'après ces travaux d'obtenir 53 grammes d'hydrogène pur par litre d'acide formique aux conditions normales de température et de pression, contre 28 grammes pour de l'hydrogène comprimé à 350 bars.

Une alternative prometteuse est d'introduire (en une sorte de stockage diffusif) de l'hydrogène dans le réseau public de gaz naturel qui peut en recevoir sans aucun problème jusqu'à 5 %. Cette solution sera expérimentée en 2013 (360 m3 d'H2 injectée par heure) par le groupe E.ON dans le nord-est de l'Allemagne (à Falkenhagen via une installation pilote[44]). En portant la proportion de 5 à 15 %, ce qui semble techniquement faisable, « la totalité de la production actuelle (2011) d'électricité d'origine renouvelable pourrait être stockée dans le réseau gazier allemand »[44].

Stockage sous forme d’énergie mécanique[modifier | modifier le code]

Le stockage sous forme d'énergie mécanique consiste à transformer l'énergie excédentaire sous forme d'énergie potentielle ou cinétique.

Stockage sous forme d’énergie potentielle[modifier | modifier le code]

L'énergie est stockée sous forme d'un fluide (eau ou air comprimé) ou de masses solides. La compression de l'air implique de gérer son échauffement en compression, et son refroidissement à la détente, mais combiné à une pompe à chaleur, le procédé peut alors être source de calories et de frigories. Le stockage en bouteille revient en 2015 à 200 €/kWh selon la société Airthium[1]. Le stockage géologique d'air comprimé (dans d'anciennes carrières de sel, pour des immeubles ou entreprises) ferait chuter ce coût à 50 €/kWh de capacité, selon un projet qui pourrait voir le jour en 2017[1].

Stockage hydraulique[modifier | modifier le code]

Les barrages hydrauliques constituent des réserves d'eau qui en tombant dans des conduites, actionnent des turbines fournissant l'énergie mécanique aux générateurs d'électricité.

Une optimisation du système consiste à réutiliser l'eau conservée ou issue d'un fleuve au pied de la centrale hydroélectrique. Le stockage par pompage-turbinage (également appelé STEP : Station de Transfert d'Énergie par Pompage) est utilisé pour "lisser" la courbe de charge quotidienne (c'est-à-dire le besoin en électricité) : de l'eau est pompée et remontée vers les barrages d'altitude quand la demande sur le réseau est faible (pendant les heures creuses, la nuit et le week-end par exemple), en utilisant la production excédentaire de sources d'énergie non ajustables (Hydroélectricité au fil de l'eau, solaire, éolien…) ou peu ajustables (nucléaire) ; pendant les pics de consommation, cette eau redescend sous pression et produit à nouveau de l'électricité. L'article Liste de centrales de pompage-turbinage inventorie une cinquantaine de centrales de pompage-turbinage de plus de 1 000 MW, la plus puissante, la centrale de Bath County aux États-Unis, atteignant 3 003 MW, et la plus puissante d'Europe, celle de Grand'Maison, 1 800 MW ; s'y ajoutent 14 centrales de plus de 1 000 MW en cours de construction ; 20 centrales européennes de puissance plus modeste sont également mentionnées, dont 12 dépassent 500 MW.

Ce dispositif électromécanique réversible, qui produit de l'électricité en turbinage et en consomme pour remonter de l'eau par pompage, a une assez bonne efficacité énergétique (de l'ordre de 80 %[45] aux bornes de l'usine, en tenant compte des pertes de charge dans la conduite, des pertes des moteurs/alternateurs, des pompes/turbines et des transformateurs). Cependant, relativement peu de lieux conviennent : dotés des barrages de stockage de taille suffisante et avec un grand dénivelé entre les barrages/réserves d'eau inférieur et supérieur.

On utilise aussi une variante de ce dispositif dans la centrale marémotrice de la Rance (en France) : à marée haute, on ne se contente pas de stocker passivement l'eau, on pompe aussi pendant les heures creuses pour augmenter la réserve, cette eau sera relâchée avantageusement à marée basse (on monte l'eau de quelques mètres, par contre on utilise son potentiel de chute sur une dizaine de mètres de plus).

Une autre variante consiste à installer une centrale en bord de mer (STEP marine), au pied d'une falaise sur laquelle est aménagé un réservoir dans lequel l'eau de mer est pompée pendant les périodes de vent fort ou de faible demande, eau qui sera turbinée pendant les périodes de faible vent ou de demande élevée. Une telle centrale existe dans l'île japonaise d'Okinawa[46], et de nombreux projets sont en cours d'évaluation, par exemple en France pour les DOM et sur les côtes de la Manche et en Bretagne[47]. Un projet détaillé a été réalisé par l'INP-ENSEEIHT, école publique d'ingénieurs faisant partie de l'Institut National Polytechnique de Toulouse ; il conclut à la faisabilité technique du projet, à son impact environnemental réduit mais à son absence de rentabilité dans les conditions actuelles, conclusion qui pourrait cependant changer avec le coût croissant des contraintes causées par l'intégration dans le réseau de la production des éoliennes[48].

Masses solides[modifier | modifier le code]

Barge de stockage d'énergie avec un lest auto flottant

Il est possible de stocker de l'énergie potentielle de pesanteur sous forme de masses solides dont la position peut varier selon un gradient de hauteur. C'est le principe bien connu des masses que l'on remonte dans les pendules. Les différences de hauteur peuvent être exploitées le long d'un relief escarpé comme des falaises, dans des puits de mines désaffectés par exemple ou en mer, en exploitant la différence de hauteur entre la surface et le fond de la mer.
Un treuil peut alors être utilisé pour monter ou descendre les masses une à une. Ce treuil est relié à une machine électrique tournante fonctionnant en mode moteur pour remonter les masses (stockage, consommation d'électricité) ou en mode générateur en descendant les masses (déstockage, production d'électricité).

Barges flottantes[modifier | modifier le code]

La société Sink Float Solutions propose un dispositif maritime permettant de maintenir les masses en surface lorsqu'elles sont en position haute et ainsi exploiter des différences de hauteur de plusieurs milliers de mètres tout en multipliant le nombre des masses et ainsi réduire le coût d'investissement d'un tel dispositif de stockage. Un document technique publié sur son site annonce qu'il est ainsi possible, sans barrières technologiques, de stocker de l'énergie électrique pour un investissement inférieur à 25 $/kWh avec une efficacité énergétique globale supérieure à 80 % et ainsi de réduire considérablement le coût du stockage par rapport à une station de pompage turbinage[49][réf. à confirmer]. Dans le cas de ce dispositif, les masses comprennent une cavité remplie d'air dont le volume pourra se remplir d'eau au fur et à mesure que ces masses descendront et que la pression correspondante comprimera l'air qu'elles contiennent.

Toutefois, ce système nécessiterait des profondeurs supérieures à mille mètres[50], ce qui conduirait dans certains cas à devoir installer ces systèmes loin de côtes.

Puits de gravité[modifier | modifier le code]

La société Gravity Power a imaginé d'installer des masses insérées dans un puits de l'ordre de 500 m de profondeur. Le système de récupération de l'énergie serait hydraulique. Un piston lourdement lesté compresse l'eau du puits en période de production, et l'eau ainsi refoulée permet d'actionner un générateur d'électricité au sein d'un circuit hydraulique. Pour le stockage, la pression hydraulique est inversée et fait remonter le piston [51].

Trains remontant une pente[modifier | modifier le code]

La start-up californienne ARES (Advanced Rail Energy Storage)[52] propose de stocker l'énergie potentielle dans un système de train remontant une pente de l'ordre de 7 % sur une dizaine de kilomètres. L'impact paysager serait assez faible et le nombre de sites disponibles assez élevé. L'avantage par rapport aux puits ou aux barges flottantes est que l'on peut augmenter le nombre de wagons et donc les masses servant au stockage, et que l'on peut étendre la distance de travail sur une dizaine de kilomètres, sans avoir à creuser un puits profond ou emmener une barge loin au large. Cela compenserait l'inconvénient de la faible pente. Ce système serait en outre modulable car il peut utiliser un grand nombre de wagons. Un intervalle de 7 secondes entre la production et le stockage rendrait des services importants pour la gestion des réseaux. Un tel projet pourrait voir le jour dans le Nevada en 2017[53].

Micro-systèmes à gravité[modifier | modifier le code]

Une lampe à LED associée à une masse que l'on remonte toutes les vingt minutes, et qui en descendant fournirait de quoi alimenter la LED, a été proposée par le projet de coopération GravityLight. Ce système est rendu possible grâce à la très faible consommation de l'éclairage LED. Peu coûteux, fiable et durable car dépourvu de batteries, il permettrait à des populations vivant dans des pays pauvres de s'éclairer sans avoir à utiliser des combustibles polluants et responsables d'incendies et de brûlures. Il suffit d'accrocher un sac d'une douzaine de kilo à une hauteur d'environ 1,80 m. Le système GravityLight a été testé dans 26 pays et devrait être fabriqué au Kenya[54],[55],[56].

Air comprimé (ou CAES pour « Compressed air energy storage »)[modifier | modifier le code]

CAES (Compress Air Energy Storage) sous-marin.

L'air comprimé peut être utilisé pour produire un travail mécanique. Quand il y a une forte demande d'électricité, on utilise l'air qui a été précédemment comprimé et stocké pour mettre en mouvement une turbine qui grâce à un alternateur produit de l'électricité. Un des avantages de la solution est de ne générer que peu de risques (pas ou peu de produits toxiques, métaux rares, etc.) et de n'avoir aucune contrainte géographique (solution décentralisée) ni d'échelle dés lors qu'une source d'électricité est disponible.

Diverses solutions sont testées ou explorées, pour stocker l'énergie intermittente des sources renouvelables :

  • des installations de compression et décompression par une turbine ont été mises en place ou sont en projet à McIntosh dans l'Alabama (États-Unis)[57], dans l'Iowa[58] bien que l'efficacité énergétique ne soit que d'environ 40 %. La médiocre efficacité énergétique est due au fait que la compression échauffe le gaz (sauf à récupérer ces calories (cogénération air comprimé + chaleur)[59].
  • la société Enairys développe des systèmes à petite échelle ;
  • les sociétés RWE (projet ADELE)[60] travaillent à des solutions à plus grande échelle avec SustainX qui régule la température de l'air lors de la compression en y injectant une mousse ayant vocation à limiter la hausse de température à 50 °C[61] ;
  • des cavernes souterraines, catiches, d'anciennes mines ou d'anciennes carrières réaménagées pourraient être des lieux de stockage selon une étude de 2013 de l'IFP Énergies nouvelles[62] ;
  • une variante du système précédent qui consiste à stocker l’air comprimé dans un réservoir sous-marin profond (1000 à 2 000 m), est en développement au Royaume-Uni avec le soutien du producteur d’électricité E.ON[63] ;
  • pour l'automobile, « l'Hybrid Air»[64] en cours de test chez Peugeot et Citroen est un alternative à l'hybride classique avec batterie. Elle utilise un accumulateur oléo-pneumatique (hydro-pneumatique) à base d'azote ;
  • une solution dite « air comprimé isotherme »[65] ou « Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage » (ou AA-CAES), adiabatique, c'est-à-dire sans échanges de chaleur entre le système de compression/décompression et le milieu extérieur, est testée aux États-Unis (système « Air4Power » développée par LightSail Energy, une start-up californienne), en Allemagne[66] (3 fois moins chère selon LightSail Energy par rapport aux batteries disponibles en 2015). Cette technologie pourrait bientôt être développée en France par le groupe AIA[67] qui veut tester (de l'échelle industrielle à celle d’un mobilier urbain « autonome ») la solution "Air4Power". Ce principe utilise un compresseur adiabatique qui comprime de l’air grâce à une électricité d'origine renouvelable, tout en captant les calories émises par la compression (en vaporisant de l'eau) et en les stockant dans un second réservoir thermiquement isolé. Ces calories sont ensuite utilisées pour réchauffer le gaz au moment de la décompression de l'air (qui produit du froid)[68], ce qui d’après LightSail Energy permet de porter l’efficacité thermique du procédé à 85-90 % grâce à des pertes très limitées. La décompression de l'air peut aussi générer une énergie mécanique (cogénération) utilisable dans la ville ou le bâtiment ; l'énergie emmagasinée pourrait être restituée « sous quatre formes, électricité, chaleur, froid et air, en fonction des besoins des occupants du bâtiment et de leurs activités »[65], éventuellement combinée à une pompe à chaleur pour par exemple, refroidir un datacenter ou des panneaux photovoltaïque ou réchauffer une piscine.
    AIA a breveté fin 2014 Air4power, une solution de stockage des énergies renouvelables à l'échelle d'un bâtiment et a annoncé en 2015 vouloir créer une société "Air4Power" pour la décliner sous 5 formes et échelles : centrale photovoltaïque ou éolienne, fermes agro-énergétiques, immeubles producteurs d'énergie, maisons individuelles non reliées au réseau, le mobilier urbain autonome[68]. Des solutions clés en main, (en containers standards) pourraient être livrées aux industriels ou être installées dans les colonnes montantes, planchers alvéolaires, sous-sols de bâtiments, voire dans des cavités souterraines pour les grandes installations[68]. Ce projet est labellisé par le pôle de compétitivité S2E2 (Smart Electricity Cluster)[69] et Novabuild [70] et soutenu par l'Ademe [71],[68] ; sa première étape sera la réalisation d'un « démonstrateur » numérique de validation du modèle économique, puis un démonstrateur physique sera instrumenté et testé durant un an[65].
    En 1995, Airthium annonce aussi en France un compresseur à 350 bars, de la taille d'une boite à chaussure, mais pouvant encore être miniaturisé, et au rendement dépassant 70 %[68], projet porté par Andrei Klochko (X 2007) et le Laboratoire de physique des plasmas (LPP) de l’École polytechnique, qui a reçu le prix Gérondeau/Zodiac Aérospace.

Azote liquide[modifier | modifier le code]

L'azote liquide avec compression isotherme : un démonstrateur a été réalisé pour stocker l’énergie sous forme d'azote liquide par Nergitec France. L'azote liquide présente une densité énergétique plus importante que l'air comprimé pour un coût de stockage moins élevé. En effet, l'air comprimé demande de grandes quantités de fibres de carbone pour que les réservoirs puissent résister à la pression alors que l'azote liquide peut être stocké à une pression proche de la pression atmosphérique[72].

L'azote est produit à partir de l'air grâce à du charbon dont la taille des pores est égale à la taille de la molécule d’oxygène ; l'air traverse le charbon qui capte l'oxygène, il en ressort de l'azote ; lorsque le charbon est saturé d’oxygène, un coup d'air comprimé nettoie le charbon pour recommencer le cycle indéfiniment. Il est vrai que la production de l'azote à partir de l'air consomme un peu d'énergie, mais elle permet le stockage d'énergie renouvelable. En effet, au printemps et en été, en Europe, la production d’énergie solaire dépasse la demande. L'azote liquide permet de stocker de grandes quantités d'énergie à un coût énergétique et économique moins élevé que ceux des autres modes de stockage[réf. souhaitée].

Stockage sous forme d’énergie cinétique[modifier | modifier le code]

Stockage par volant d'inertie[modifier | modifier le code]

Articles détaillés : Volant d'inertie et Kers.
Système de récupération d'énergie cinétique au freinage ("Flybrid Systems") (pour une Formule 1 dans ce cas), par volant d'inertie

L'énergie est stockée sous forme d'énergie cinétique par la rotation d'un ou plusieurs disque(s) lourd(s), éventuellement assemblés en un système contrarotatif pour limiter les effets gyroscopiques.

Pour accumuler l'énergie, le disque est accéléré (par un moteur ou un flux de liquide ou gaz). Pour récupérer l'énergie accumulée, on freine le disque qui en ralentissant libère l'énergie. En pratique, dans le cas de stockage d'énergie électrique, le générateur peut être le moteur (le même engin électrique peut faire office de moteur ou de frein/générateur).

Le frottement doit être minimal pour éviter les déperditions. C'est possible en plaçant le volant dans le vide et sur des paliers à lévitation magnétique, systèmes rendant la méthode chère. De plus grandes vitesses de volant permettent une plus grande capacité de stockage mais exigent des matériaux assez résistants pour résister à l'éclatement et éviter les effets explosifs d'une panne du système, au cours de laquelle l'énergie cinétique de rotation serait convertie en énergie cinétique de translation (autrement dit, le disque se transformerait en projectile…)

En pratique, ce type de stockage est d'un usage très courant mais il se limite principalement aux volants d'inertie au sein des moteurs et des appareils de production d'énergie ; ils y opèrent un lissage à très court terme pour régulariser la fourniture d'énergie. C'est notamment le cas de tous les moteurs thermiques, surtout des moteurs turbo Diesel dont les à-coups sont importants.

Il y a déjà plusieurs décennies, des autobus urbains (Trolleybus) ont fonctionné avec un volant d'inertie disposé à plat sous le plancher, tels les Gyrobus qui ont circulé dans les années soixante dans plusieurs villes belges. Ce système permettait de faire plusieurs kilomètres sans pollution et en silence avant une "recharge", qui s'effectuait en quelques minutes lors des arrêts, dans des stations équipées à cet effet. À l'époque, la relance de l'unique gros disque se faisait par un système pneumatique ou par un moteur électrique disposé dans la chaussée. La complexité technique de cette solution (la taille, le poids de l'équipement, des problèmes d’usure du volant, la complexité d'utilisation et l'effet gyroscopique qui déséquilibrait les véhicules) associé à un faible intérêt économique ont stoppé son utilisation au début des années 1960.

L'évolution technique remet ce système au goût du jour. L'utilisation de deux disques contra-rotatifs plus légers, tournant à très grande vitesse grâce à de nouveaux matériaux plus résistants, et lancés par un moteur électrique intégré, permet une nette amélioration du rapport poids à vide / charge utile. Ceci permet également une utilisation dans les villes en pente, où le poids est encore plus pénalisant.
Plusieurs constructeurs travaillent ainsi sur l'application du volant d’inertie aux transports en commun, notamment Alstom pour ses tramways[73] qui expérimente cette technique sur le réseau de Rotterdam depuis 2005.

Des applications dans le domaine ferroviaire ont également été tentées. Des volants d'inertie sont aussi utilisés depuis 2009 sur des voitures de Formule 1 (système SREC) et sur certaines voitures de sport pour récupérer l'énergie cinétique lors des freinages (freinage régénératif).
L'efficacité énergétique de ce système, appelé parfois « batterie mécanique », est supérieure à celle permise par l'utilisation d'accumulateurs chimiques.

Cette technologie est aussi utilisée dans des alimentations sans interruptions statiques (ASI) et dynamiques (ADI) (Uninterruptible Power Supply en anglais) permettant de pallier la rupture de l'alimentation électrique pendant plusieurs secondes et de permettre d'attendre le démarrage d'un groupe de secours.

Stockage de l'énergie thermique[modifier | modifier le code]

Le stockage de chaleur peut être réalisé à travers deux phénomènes différents associés aux matériaux qui assurent le stockage. On parle alors de stockage par chaleur sensible et de stockage par chaleur latente.

Le stockage par chaleur sensible[modifier | modifier le code]

stockage thermique à Krems en Autriche, 50 000 m3 d'eau, 2 GWh

Dans le stockage par chaleur sensible, l'énergie est stockée sous la forme d'une élévation de température du matériau de stockage. La quantité d'énergie stockée est alors directement proportionnelle au volume, à l'élévation de température et à la capacité thermique du matériau de stockage. Ce type de stockage n'est limité que par la différence de température disponible et celle supportée par le matériau ou son conteneur, par les déperditions thermiques du stockage (liée à son isolation thermique) et par l'éventuel changement d'état (ou « changement de phase »[74]) que peut être amené à subir le matériau servant au stockage (fusion ou vaporisation).

Quelques exemples de stockage de chaleur sensible :

  • Dans les systèmes de chauffage domestiques, on utilise parfois la grande inertie thermique de certains matériaux (briques, huile) pour restituer lentement la chaleur accumulée au cours des périodes où la chaleur a été produite ou captée. Mais le plus souvent, le stockage est assuré par un ballon d'eau chaude isolé. Il est aussi possible de stocker de l'eau chaude l'été pour l'hiver avec un dimensionnement correct du réservoir[75], même si le climat est froid.
  • Dans les fours à feu de bois, en brique et terre réfractaire, la capacité de la voûte du four à emmagasiner la chaleur est utilisée pour la cuisson d'objets (poterie, émaux, etc.) ou de plats (pain, pizza, etc.).
  • Le stockage de l'énergie excédentaire produite par les centrales solaires[76] le jour, afin d'être utilisée le soir et la nuit (exemple : chauffage urbain de la ville de Krems sur le Danube, voir photo). Cette technique est utilisée dans des centrales solaires thermiques, telles les trois centrales d'Andasol en Espagne qui peuvent stocker chacune 350 MWh dans des réservoirs de sels chauffés à 390 °C.
  • On peut aussi citer l'utilisation à la fin du XIXe siècle des locomotives Francq sans foyer et à eau surchauffée. Un réservoir d'eau de 3 m3 chauffée à 180 °C constituait la source principale d'énergie et permettait de tracter plusieurs wagons de tramway et leurs voyageurs sur des trajets de plus de 10 km.

Le stockage par chaleur latente[modifier | modifier le code]

Dans le stockage par chaleur latente, l'énergie est stockée sous la forme d'un changement d'état du matériau de stockage (fusion ou vaporisation). L'énergie stockée dépend alors de la chaleur latente et de la quantité du matériau de stockage qui change d'état. Contrairement au stockage sensible, ce type de stockage peut être efficace pour des différences de températures très faibles. Dans le cas des changements de phase solide/liquide ou liquide/vapeur, et pour une quantité d'énergie stockée et un matériau de stockage donnés, le stockage par chaleur latente nécessite moins de volume que le stockage par chaleur sensible du fait que la chaleur latente est généralement beaucoup plus élevée que la capacité calorifique.

Ces deux types de stockage peuvent être utilisés pour stocker du froid.

Quelques exemples de stockage de chaleur latente :

  • Des matériaux à changement de phase (MCP) sont actuellement étudiés pour améliorer l'inertie thermique des parois des bâtiments.
  • Des matériaux à changement de phase (solide/liquide) encapsulés dans une cuve de stockage permettent de stocker de l'énergie sous forme de chaleur latente, la nuit par exemple, durant laquelle l'électricité est moins chère, et permet ensuite de restituer cette énergie la journée. Dans le cas de la climatisation et de la réfrigération, le MCP utilisé peut être de l'eau ou de la paraffine. Cette technologie permet également de réduire la puissance installée, car elle permet de faire fonctionner le système de production de froid à sa puissance nominale, et non pas de façon aléatoire (dû à la forte demande ou à aucune demande).
  • Les pompes à chaleur, notamment les réfrigérateurs, congélateurs et climatiseurs, utilisent des fluides caloporteurs. Ceux-ci ne stockent pas à proprement parler de chaleur mais la transporte en changeant, éventuellement sa nature (chaud ↔ froid) et sa puissance[77].

Autres[modifier | modifier le code]

Stockage magnétique supraconducteur[modifier | modifier le code]

Le stockage magnétique à supraconducteur est appelé aussi SMES pour "en:Superconducting magnetic energy storage" (Stockage d'énergie magnétique par bobine supraconductrice). Le SMES permet de disposer quasiment instantanément d'une grande quantité d'électricité, mais il ne pourra se généraliser tant que l'on n'arrivera pas à produire des aimants supraconducteurs performants, durables et moins coûteux. Il permet aujourd'hui, encore expérimentalement, de stocker de l'énergie sous la forme d'un champ magnétique créé par la circulation d'un courant continu de très haute intensité dans un anneau supraconducteur refroidi sous sa température critique de transition vers l'état supraconducteur[78]. Le champ magnétique est généré par la circulation d’un courant électrique dans une bobine constituée d'un matériau supraconducteur et court-circuitée qui devait être refroidie à 4 K, soit −269 °C dans les premiers modèles, mais à Grenoble, l’Institut Néel et le G2Elab ont réussi à faire fonctionner des SMES à une température de −253,15 °C, rendant le refroidissement moins difficile, et le système plus léger et performant. Il suffit de connecter la bobine au réseau pour la décharger.
Pour l'instant, le coût des équipements (et l'énergie requise pour la réfrigération) réservent ce type de stockage à des applications de hautes technologies, civiles ou militaires (lanceur électromagnétique…)[79].

Aspects économiques[modifier | modifier le code]

Le stockage d'énergie est en concurrence avec deux autres catégories de moyens de régulation de l'équilibre offre-demande :

Le choix entre ces divers moyens se fait pour l'essentiel sur la base du bilan économique coûts/bénéfices, qui peut être infléchi par une fiscalité écologique visant à intégrer dans les coûts les externalités des solutions dont l'impact sur la santé ou sur l'environnement est jugé dommageable.

Le rapport ETP 2014 de l'Agence internationale de l'énergie publié en mai 2014 étudie trois scénarios possibles d'évolution des systèmes énergétiques jusqu'en 2050 ; il note que le pompage-turbinage représente actuellement 99 % des applications de stockage de l'électricité, que les nombreuses autres technologies testées n'ont jamais atteint la taille industrielle ; que la valeur de la flexibilité apportée par les technologies de stockage va s'apprécier avec la progression de la part des énergies renouvelables à production irrégulière, mais estime que cela ne suffira pas à les rendre compétitives avec les autres moyens de régulation ; elles continueront à se développer pour les applications de réglage de la fréquence, de suivi de la charge et pour les systèmes isolés du réseau, mais sur les autres marchés, ne seront développées qu'après que les autres technologies à moindre coût aient été maximisées[80].

Coût du stockage d'énergie[modifier | modifier le code]

Un inventaire des solutions de stockage et de leur coût a été publié par L'ADEME et ENEA Consulting en octobre 2013[81]. Ce rapport présente le stockage chimique plomb acide comme la solution de stockage massifiable ayant le coût d'investissement (100 €/kWh) le plus faible. Le stockage par pompage/turbinage n'est pas massifiable car des contraintes topographiques limitent son potentiel de développement. Il peut dans certains cas être plus avantageux en termes de coûts. La station de pompage turbinage de Bath County illustre ce fait[82]: d'un coût de 1,6 Milliards de dollars en 1985 elle offre une capacité de 30 GWh, ce qui correspond à un investissement de 54 USD/kWh). En revanche, des projets autorisent un développement sans contraintes topographiques sont envisagés en mer. C'est le cas d'un projet d'îlot énergétique de 2,5 km de diamètre au large de la côte belge dont la capacité de stockage est de 5 000 MWh[83]. Néanmoins, avec un coût de 1,2 milliards d'euros[84], cela correspond à un investissement de 240 €/kWh.

Des solutions de stockage à bas coût peuvent être envisagées. Il est par exemple possible, en théorie, de réduire le coût unitaire d'une station de pompage/turbinage maritime circulaire en augmentant sa taille, pour peu que la profondeur moyenne reste constante. Par exemple, en multipliant le diamètre (et donc le coût) du projet belge par 10, on multiplie la capacité de stockage par 100. Le coût unitaire est ainsi divisé par 10 (25 €/kWh de capacité). Pour être rentable, un tel projet nécessiterait un besoin de capacité de stockage bien plus important que celui existant en Belgique actuellement[85]. Dans le même ordre d'idée, il est théoriquement possible d'utiliser la Manche comme réservoir aval de stockage en construisant deux digues, l'une entre Calais et Douvres et l'autre entre Cherbourg et Portsmouth. L'investissement nécessaire est estimé à 200 milliards d'euros pour 8 TWh de capacité[86][réf. à confirmer], ce qui correspondrait à un investissement de 20 €/kWh. Un tel projet nécessiterait de construire des écluses de grande capacité afin de ne pas interrompre le trafic maritime. Il permettrait de relier le Royaume Uni au continent par deux voies routières.

D'autres mégaprojets à bas coût unitaire existent, notamment l'exploitation de la dépression de Qattara comme station de pompage turbinage. La dépression pourrait être remplie d'eau en creusant un tunnel de 80 km la reliant à la mer Méditerranée. La construction d'un barrage au niveau du goulot d'étranglement topographique de la dépression permettrait de créer un réservoir amont et aval de tailles à peu près égales, avec un dénivelé de 25 mètres. Il serait en théorie possible de stocker 3 TWh pour un investissement de 20 milliards d'euros (7 €/kWh)[87][réf. à confirmer].

Coût des batteries et perspectives[modifier | modifier le code]

Selon une étude menée par les chercheurs du Stockholm Environment Institute, publiée dans Nature Climate Change, les prix des batteries lithium-ion pour les véhicules électriques ont baissé, entre 2007 et 2014, au rythme de 14 % par an, passant de 1 000 $/kWh (880 €/kWh) à environ 410 $/kWh (360 €/kWh). L'Agence internationale de l'énergie (AIE), dans ses projections, prédisait qu'un tel niveau ne serait atteint qu'en 2020. L'agence Bloomberg calcule que dès que le prix de l'essence sera revenu à son niveau de 2011, les véhicules électriques commenceront à être compétitifs avec les motorisations classiques aux États-Unis. Ces batteries sont aussi utilisées pour stocker l'électricité photovoltaïque[88].

L'année 2016 sera marquée par le lancement de deux produits concurrents, basés sur une batterie lithium-ion, pour le stockage d'électricité à l'échelle d'une maison ou d'une entreprise : Powerwall de Tesla, déjà lancé fin 2015 aux États-Unis, en Australie et en Allemagne, et Ecoblade de Schneider Electric ; Powerwall sera vendu 3 000 $ pour 7 kWh et Ecoblade 1 000 $ pour 2 kWh ; un kWh permet d'assurer une heure de consommation d'une maison[89].

Selon le quotidien les Echos du 17 aout 2014[90], une baisse très importante du coût du stockage a été constatée en 2014 : le prix des batteries Lithium-Ion a chuté de 20 % en deux ans, ce qui pourrait permettre l'émergence d'un marché de masse des voitures électriques en 2020. Le développement effectif du marché de voitures électriques n'est pas étranger à cet engouement. Il laisse entrevoir un marché à court terme en forte croissance et permet des économies d'échelles, d'autant que ces batteries peuvent être utilisées également pour le stockage des énergies renouvelables non pilotables, tels que le photovoltaïque et l'éolien, dont les coûts baissent également. Le marché à moyen-terme est donc très important.

Tesla par exemple a entrepris en 2014 la construction d'un usine de batteries Lithium-Ion qui devrait fonctionner à plein régime en 2020 et devrait produire plus de batteries par an qu'il n'y en avait dans le monde en 2013[91], selon le constructeur.

La Deutsche Bank anticipe dans un rapport publié le 2 mars 2015[92] un saut économique important, puisqu'elle table sur une division par 7 d'ici 5 ans à partir de 2015 du coût du stockage. Celui-ci devrait passer de 14 cents/kWh en 2015 à 2 cents/kWh dans les cinq ans à vernir, avec une baisse de 20 à 30 % par an. Cela permettrait aux énergies renouvelables associées à ces systèmes de stockage de franchir le seuil de l'adoption en masse avant 2020 pour les industriels, le tertiaire et les fournisseurs, et après 2020 pour les particuliers. La baisse conjointe du coût du photovoltaïque et du stockage permettrait d'atteindre les 30 % d'énergie photovoltaïque en 2050, selon un autre rapport de la Deutsche Bank publié en janvier 2015, et pourrait offrir des perspectives sur le plan de l'intérêt général, tant en matière de sécurité énergétique que de qualité environnementale[92].

En effet, selon ces anticipations, 2 cents/kWh pour le stockage en 2020 d'après la Deutsche Bank et 4,1 cent/kWh pour le photovoltaïque en 2025[93] permettrait un coût du photovoltaïque avec stockage ramené à 61 €/MWh, ce qui en ferait une électricité de masse bon marché comparée au coût complet des autres sources d'énergie. Cela permettrait une "quatrième révolution industrielle" selon Hermann Scheer, auteur du livre "The Solar Economy".

Aspect environnementaux[modifier | modifier le code]

Stocker d'importantes quantités d'énergie demande de la place et des moyens et ne se fait pas sans impacts environnementaux.

Un guide publié en 2016 se propose d'aider les gestionnaires de réseaux, fournisseurs d'électricité et concepteurs de systèmes de stockage à mieux évaluer les effets environnementaux des systèmes de stockage d'énergie disponibles et de leur intégration dans un réseau électrique. Des rencontres et débats avec des scientifiques et experts du domaine (ingénieurs chimistes, biologistes industriels, chimistes, ingénieurs électriciens..) et une analyse de la littérature académique et de travaux de recherche ont abouti à 12 principes (groupés en 3 catégories)[94].

Notes et références[modifier | modifier le code]

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Voir aussi[modifier | modifier le code]

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Bibliographie[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

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