Newsletter Fix the Planet : Les étranges et merveilleux rivaux des batteries

Par Adam Vaughan

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Lundi, l’Écosse a accordé des licences pour 17 parcs éoliens gargantuesques au large de ses côtes. Beaucoup d’entre eux seront en eau profonde grâce à une technologie innovante permettant de faire flotter les turbines plutôt que de les fixer au fond marin. La taille même des projets – 25 gigawatts de capacité en plus des 10,4 GW dont dispose aujourd’hui l’ensemble du Royaume-Uni dans l’éolien offshore – est remarquable. Il en va de même pour l’implication de deux grandes compagnies pétrolières, BP et Shell.

La newsletter d’aujourd’hui examine les technologies émergentes pour stocker une partie de l’électricité produite par ces parcs éoliens, afin d’aider le Royaume-Uni à atteindre son objectif d’un réseau électrique entièrement décarboné d’ici 2035. D’autres pays auront également besoin de nouvelles méthodes de stockage de l’énergie, comme les États-Unis, qui considère l’énergie solaire comme la pierre angulaire d’un réseau zéro carbone.

Des poids de 500 tonnes largués dans les puits de mine au refroidissement de l’air, de nombreuses idées de stockage d’énergie se bousculent pour aider à offrir un avenir alimenté par les énergies renouvelables.

Rappelez-moi pourquoi nous avons besoin de plus de stockage ?

«Avec l’essor des énergies renouvelables dans le système énergétique, il y a beaucoup de périodes où nous avons beaucoup de production provenant de sources à faible émission de carbone. Mais quand il n’y a pas de vent, quand le soleil ne brille pas, nous utilisons toujours beaucoup de gaz pour l’électricité », explique Emma Woodward de l’analyste britannique Aurora Energy Research. Le stockage de longue durée, qui est généralement considéré comme une technologie capable de fournir de l’énergie pendant 4 heures ou plus, peut utiliser une électricité bas carbone lorsqu’elle est abondante pour créer une réserve d’énergie et la restituer plus tard.

Une autre raison pour laquelle nous avons besoin d’un stockage de longue durée est les parcs éoliens écossais mentionnés au début. Traditionnellement, les grandes centrales électriques sont construites à proximité des villes qui consomment la majeure partie de leur électricité, comme dans les Midlands. «Nous obtenons énormément de capacité en cours de construction loin de la demande, que le réseau a du mal à gérer», déclare Woodward. Seulement environ 5,5 GW d’énergie peuvent traverser la frontière écossaise vers l’Angleterre à tout moment, vous pouvez donc voir comment 25 GW de nouveaux parcs éoliens au large de l’Écosse pourraient entraîner des goulots d’étranglement. Plus de stockage en Écosse pourrait les surmonter.

Dans l’ensemble, il y a environ 3 GW de stockage de longue durée au Royaume-Uni aujourd’hui. Presque tout est de l’hydroélectricité pompée, ou des «montagnes électriques», où l’eau est pompée vers le haut d’une grande colline lorsque l’électricité est abondante et libérée plus tard pour faire tourner des turbines. Mais Woodward et ses collègues estiment que le Royaume-Uni aura besoin de plus de 38 GW d’ici 2035 pour atteindre tous ses objectifs énergétiques et climatiques.

Pourquoi ne pas simplement utiliser des piles ?

Des rangées et des rangées de batteries lithium-ion emballées dans des conteneurs maritimes ont déjà été déployées sur les réseaux électriques, avec plus de 1 GW déjà installé au Royaume-Uni et bien d’autres devraient être ajoutés cette année seulement. Les batteries lithium-ion sont utiles pour les entreprises qui exploitent des réseaux car elles sont extrêmement rapides à répondre lorsqu’elles sont sollicitées. Mais ils ont leurs limites et leurs problèmes. La première est qu’ils ne sont généralement économiques et utiles que pour de courtes durées, jusqu’à une heure ou deux au maximum, explique Woodward. Ils ne peuvent pas non plus fournir certains services dont les réseaux électriques ont besoin, tels que les pièces tournantes qui aident à équilibrer l’offre et la demande, appelées inertie. Ensuite, il y a la demande de plus en plus intense de batteries d’autres secteurs, notamment les constructeurs de véhicules électriques. Ce n’est pas un problème théorique : après des années de baisse des prix des batteries, ils ont récemment augmenté parce que la demande dépasse l’offre.

Si ce n’est pas des piles, alors quoi?

L’idée la plus évidente est d’utiliser une technologie mature comme l’hydroélectricité pompée. C’est ce que préconisent certaines grandes sociétés énergétiques, à savoir Drax et SSE au Royaume-Uni. Mais aucun nouveau projet d’hydroélectricité par pompage n’a été construit dans le pays depuis plus de trois décennies. Les principaux obstacles sont les coûts en capital de ces projets – ils sont intrinsèquement importants, coûtant des milliards de livres – et des incitations insuffisantes pour s’assurer que les entreprises obtiennent un retour sur ces investissements. La bonne nouvelle est que le gouvernement britannique envisage de nouvelles incitations ou de nouveaux mécanismes pour aider. Mais si une nouvelle centrale hydroélectrique à pompe est construite, il n’y a qu’un nombre limité d’endroits avec des montagnes suffisamment hautes – dans les Highlands écossais et peut-être au Pays de Galles – qui se prêtent à de nouveaux projets.

C’est là qu’intervient une flotte de nouvelles technologies concurrentes, qui, selon Woodward, sont beaucoup plus immatures. L’un est une variante du pompage de l’eau vers le haut d’une colline, en ajoutant des solides en suspension pour créer un fluide plus de deux fois plus dense que l’eau. RheEnergise, la start-up développant la technologie, pense qu’elle débloquera environ 9500 sites au Royaume-Uni, car elle peut être utilisée même sur de petites collines, pas seulement sur des montagnes.

L’argument du directeur général Stephen Crosher est que sa chaîne d’approvisionnement existe déjà – « les gens savent comment fabriquer des pompes ». « Ce qui n’est pas compris du grand public, c’est juste l’ampleur de la [storage] défi », dit-il. « L’échelle de gigawatts nécessaire est moins un problème technologique qu’un problème de chaîne d’approvisionnement. » La société prévoit d’avoir un petit système (1 mégawatt) opérationnel dans le Devon, au Royaume-Uni, d’ici la fin de 2023, avant de passer à des systèmes de 10 MW. Obtenir un permis de construire dans certaines régions peut s’avérer difficile, mais Crosher se dit optimiste car l’équipement peut être enterré.

D’autres cherchent à exploiter la gravité d’une manière différente. En juillet 2020, la société suisse Energy Vault a achevé un projet de démonstration de sa grue qui soulève des blocs de béton lorsque l’énergie est abondante et les dépose pour générer de l’énergie lorsque cela est nécessaire. Gravitricity, basée au Royaume-Uni, adopte une approche similaire et a construit un petit projet de démonstration à Édimbourg.

Cependant, l’avenir de Gravitricity n’est pas au-dessus de nos têtes, mais sous nos pieds. La société choisit actuellement un site dans une ancienne mine de charbon en République tchèque et un autre site en Europe pour construire ses premiers projets à l’échelle du mégawatt. « Tous nos futurs projets seront souterrains », déclare le directeur général Charlie Blair. Construire des grues n’est pas rentable, à son avis. Bien que sa technologie puisse être utilisée pour le stockage de longue durée, il la voit initialement déployée pour le stockage à court terme car il existe un marché prêt pour cela. Il soutient que le stockage par gravité a une durée de vie plus longue que les batteries et peut fonctionner pendant des décennies sans se dégrader comme le font progressivement les batteries lithium-ion. Le plan initial est d’utiliser les puits de mine existants, avant d’en creuser de nouveaux si la technologie se mondialise comme l’espère Blair.

Une autre approche consiste à comprimer ou à liquéfier l’air lorsqu’il y a beaucoup d’électricité renouvelable, à le stocker dans des réservoirs, puis à le dilater ou à le chauffer pour faire tourner une turbine et libérer de l’énergie plus tard. Highview Power, basée au Royaume-Uni, a déjà construit une petite centrale de démonstration à air liquide et devrait en avoir une de 50 MW opérationnelle près de Manchester plus tard cette année.

Une autre idée est la batterie à flux de vanadium, qui consiste en deux réservoirs d’électrolytes séparés par une membrane. L’utilisation de l’électricité renouvelable excédentaire pour produire de l’hydrogène pour le stockage de l’énergie est une autre option, mais Woodward note que cela coûte cher et que l’hydrogène serait mieux utilisé ailleurs, par exemple pour décarboner l’industrie.

Ils sont tous très excitants, mais quels sont les avantages et les inconvénients ?

Être suffisamment bon marché pour être déployé est évidemment essentiel pour toutes les technologies. D’autres facteurs incluent leur dépendance à l’emplacement, les services qu’ils peuvent offrir aux réseaux au-delà de la simple fourniture d’électricité, le nombre d’heures pendant lesquelles ils peuvent fournir de l’énergie et leur efficacité (la quantité d’énergie que vous obtenez en pourcentage de ce que vous mettez) . Par exemple, l’air liquide peut aller dans de nombreux endroits, fournir un stockage de longue durée et plusieurs services, mais il est moins efficace que certaines alternatives, explique Woodward. Les idées basées sur la gravité sont une technologie à un stade précoce et moins flexible sur le terrain, mais peuvent offrir de longues durées, ajoute-t-elle. « Tous ont leurs avantages et leurs inconvénients. Je ne pense pas nécessairement qu’une technologie l’emportera; Je pense qu’il y a une utilité pour chacun d’eux.

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