Lestockage de l'énergie consiste à mettre en réserve une quantité d'énergie provenant d'unesource pour une utilisation ultérieure. Il a toujours été utile et pratiqué, pour se prémunir d'une rupture d'un approvisionnement extérieur ou pourstabiliser à l'échelle quotidienne les réseaux électriques, mais il a pris une acuité supplémentaire depuis l'apparition de l'objectif detransition écologique.Stocker de lachaleur ou de l'électricité permet ainsi de lisser les irrégularités de production et de consommation, dans le contexte de développement desénergies renouvelables etpropres, maisintermittentes, telles que l'énergie éolienne et l'énergie solaire.
On s'intéresse ici principalement à l'opération consistant à créer une réserve à partir d'énergie disponible, et non à la gestion des stocks (notammentceux en énergies fossiles) ou au déstockage.
De même que l'expression « production d'énergie », l'expression « stockage d'énergie » est un abus de langage. Physiquement, l'énergiene peut être ni produite, ni détruite. Les expressions précédentes correspondent, en fait, à une conversion d'énergie vers une forme plus adaptée à l'usage prévu[1]. Dans le cas de la « production », cette forme sera unvecteur énergétique (très souvent de l'électricité) facilement utilisable par unemachine et, dans le cas du « stockage », la forme sera de l'énergie potentielle à la fois facilement utilisable par une machine de « production » d'énergie (souvent unturboalternateur) et suffisamment stable pour limiter les pertes. L'éventuel stock d'énergie sera constitué à partir de flux d'énergie dont on n'a pas l'usage immédiat, pour en disposer ultérieurement, quand la demande sera plus importante.
Le stockage d'énergie nécessite toujours une machine qui « consomme » une partie de cette énergie, associée à une méthode de production adaptée au type de stockage et au vecteur énergétique utilisé. Généralement, un système de stockage d’énergie ne comporte qu’un seul vecteur énergétique, qui est identique à l’entrée et à la sortie du stockage, ainsi qu’une seule machine opérant en mode consommateur pour le stockage et en mode producteur dans l’autre direction. Cependant, il est possible d’avoir deux vecteurs énergétiques distincts et deux machines distinctes. Par exemple :
Le stockage consomme de l'énergie et est souvent contraignant. Par exemple, le pompage-turbinage réclame deux sites de réservoirs proches mais ayant un fort dénivelé, configuration plus rare encore que celle nécessaire à unbarrage hydroélectrique standard. Il est pourtant apparu dès la fin duXIXe siècle. En effet, pour un fournisseur d'électricité, ce qui compte en premier lieu est lapuissance électrique, et non l'énergie ; il l'indique comme caractéristique essentielle de ses centrales et elle détermine les coûts d'investissement (donc lecoût de l'électricité)[a]. Comme la demande est fluctuante, une partie des générateurs requis pour faire face à lademande de pointe doit rester sous-utilisée, voire à l'arrêt une bonne partie du temps, mais doit rester disponible pour démarrer promptement. Si un procédé pour faire face à l'appel de puissance exige une certaine consommation d'énergie, ce n'est pas en soi gênant, d'autant moins si l'opérateur dispose d'une source en pratique inutile une partie du temps, donc gratuite à ces moments là, comme unbarrage au fil de l'eau.
Larecherche et le développement d'outils de stockage ont été stimulés par la crainte d'unépuisement des ressourcesnon renouvelables et, par suite, le développement voulu d'énergies renouvelables mais malheureusementintermittentes. L'idée est que, quand des sources intermittentes fournissent une puissance inutile (voire nuisible, comme lors de lapanne de courant du 4 novembre 2006 en Europe), un outil de stockage peut se remplir d'énergie gratuite ou presque, et quand elles ne produisent pas, alors qu'une demande existe, l'outil de stockage peut pallier cela. Cette présentation masque le fait qu'en pratique, l'outil utile devient le stockage lui-même, disponible à la demande, et non la source intermittente qu'on peut d'ailleurs avantageusement remplacer par une source non intermittente ; le stockage n'en est que d'autant plus intéressant (les sources intermittentes n'en étant que l'auxiliaire, plutôt que l'inverse).
Les modes de stockage les plus communs (outre la mise en réserve d'uneénergie fossile, dont la consommation a seulement été retardée) sont :
AuXXIe siècle, le stockage d'énergie est un enjeu vital pour les sociétés humaines et l'industrie. 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 entraîne des coûts élevés en matière économique, sociale, de santé ou de sécurité. Par exemple, une panne d’électricité dans un hôpital peut avoir des conséquences désastreuses, pour cette raison, il est muni de plusieursgroupes électrogènes de secours et de stocks de carburant.
Le stockage d'énergie répond à trois motivations principales :
En 2015, l'Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA) 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 correspondraient à une puissance à fournir de 150 GW par des batteries et de 325 GW par desstations de pompage[2],[3].
Selon une étude publiée en parBank of America Merrill Lynch, 6 % de la production électrique mondiale pourrait être stockée dans des batteries en 2040. SelonBloombergNEF, les capacités de stockage installées sur la planète passeraient de moins de 10 GW en 2019 à plus de 1 000 GW en 2040[4].
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, sécurité (entre autres routière), 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.
Lepremier choc pétrolier de 1973, créé par une baisse concertée des livraisons de pétrole par les pays de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole, suscitant une envolée des prix pétroliers, a amené les16 nations les plus industrialisées (rejointes ultérieurement par12 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[5]. Pour adhérer à l'AIE, un pays doit prouver qu'il dispose de réserves de pétrole équivalentes à90 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 % sa consommation de pétrole[6].
En 2011, lorsque lapremière guerre civile libyenne a causé une chute de la production de ce pays, l'AIE a décidé de prélever60 millions de barils dans ces réserves stratégiques[7].
La réserve stratégique de pétrole la plus importante, celle des États-Unis, atteignait696 millions debarils à la fin 2011, soit82 jours d'importations nettes[8].
Lesstocks de gaz jouent un rôle majeur dans le fonctionnement et la sécurité du système gazier : en France, les13 sites de stockage souterrain totalisent 144 TWh de capacité de stockage, soit 30 % des importations nettes de gaz en 2012[9].
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 desituation d’urgence »[10]. Cette règlementation, adoptée en 2010, enjoint à 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,ports méthaniers) et d'amélioration des capacités d'échange, en particulier la bidirectionnalité des gazoducs[11].
Dans le nucléaire, l'uranium contenu dans l'amont ducycle du combustible nucléaire (conversion enhexafluorure 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 desgroupes Diesel et leurs stocks de carburant, afin de prendre le relais de l'électricité du réseau pour maintenir en fonctionnement les pompes du circuit de refroidissement pour éviter toute surchauffe, voire unefusion du cœur.
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 ; descontrats 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 lamaîtrise de la demande en énergie grâce auxréseaux électriques intelligents.
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[12] ; 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.
Parmi les centrales dotées de réservoirs, les centrales depompage-turbinage, dont, en France, les six principales totalisent 4 173 MW en 2012[12], 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.
Lesstocks 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. Par exemple, en France,Storengy, filiale d'Engie, etTeréga, ancienne filiale deTotal, gèrent respectivement treize sites (114 TWh de capacité de stockage) et deux sites (30 TWh), soit au total 30 % des importations nettes de gaz en 2012[9] ; douze sites sont en nappeaquifère, trois en cavités salines ; durant la vague de froid observée au début du mois de, les stockages ont fourni jusqu'à 60 % de l'approvisionnement national[13].
L'irrégularité de la production descentrales « au fil de l'eau » est depuis longtemps compensée par l'utilisation de moyens de production modulables ainsi que par les stocks desbarrages hydroélectriques.
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.
LeDanemark a ainsi pu porter sa production éolienne au pourcentage record de 33 % de sa production électrique en 2013[14] grâce à l'interconnexion de son réseau, par plusieurs câbles sous-marins, avec ceux de la Suède et de la Norvège ; cela lui permet, dans le cadre du marché de l'énergie scandinaveNordpool, de vendre à ces deux pays ses excédents éoliens en périodes ventées, lesquels 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 est de porter à 50 % en 2020 la part de l'éolien ; des méthodes demaîtrise de la demande en énergie et l'utilisation desréseaux électriques intelligents sont à l'étude pour moduler par exemple la charge des batteries desvéhicules électriques ainsi que le fonctionnement despompes à chaleur en fonction de la production éolienne[15].
D’autres pays, comme l'Allemagne et leRoyaume-Uni, n’ont pas la chance de disposer d’un potentiel hydroélectrique significatif. Ils ont donc construit des centrales de pompage-turbinage de 6 352 MW en Allemagne[16] et d'au moins 2 828 MW au Royaume-Uni. En 2015, les plus récentes dataient de 1984 et de 2003, respectivement lacentrale de Dinorwig au Royaume-Uni et lacentrale de Goldisthal en Allemagne. Elles étaient les dernières à être terminées ; les autres constructions rencontrent des « conflits locaux », car elles sont considérées comme des perturbations à la qualité du cadre de vie et de loisir, ainsi que des « conflits régionaux », car elles doivent prendre en compte les nuisances pour l’environnement résidentiel[17].
Les ministres responsables de l'énergie des trois pays alpins (Allemagne, Autriche et Suisse), réunis le, 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 alors disponible est celle des centrales depompage-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 soixante 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)[18],[19].
De nombreux projets très divers sont à l'étude, en particulier pour lestockage de l'hydrogène, ou encore l'utilisation des batteries des véhicules électriques pour stocker les excédents éoliens ou solaires en modulant leur recharge grâce aux réseaux électriques intelligents, dans la lignée des idées de latroisième révolution industrielle lancées parJeremy Rifkin. En France, le Projet Ringo de stockage sur batteries de typelithium-ion NMC (nickel, manganèse, cobalt) à forte densité énergétique, initié parRTE en 2019, vise à expérimenter le lissage de surplus ponctuels de production éolienne et solaire[20],[21],[22].
Jean-Marc Jancovici fait remarquer qu'au niveau mondial, la production électrique est de 23 000 TWh/an, alors que la totalité des réserves connues de lithium permettrait, selon Fabien Perdu, chercheur spécialiste de la question des batteries au CEA, de réaliser environ 250 TWh de stockage (une seule fois) ; ce qui ne représente que cinq jours de consommation mondiale. Ces valeurs ne sont pas suffisantes pour que l’on puisse envisager de faire du stockage inter-saisonnier sur batteries : il faudrait être en mesure d’accumuler, au moins, un mois de consommation pour garantir l’approvisionnement toute l'année.[réf. nécessaire]
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.
Le stockage de l'électricité à la maison, grâce à une batterie installée à la cave ou dans le garage, se développe avec la production d'électricité à domicile, le plus souvent grâce à des panneaux photovoltaïques fixés sur les toits. En Europe, selon le cabinet Wood Mackenzie, le stockage résidentiel de l'électricité sera multiplié par cinq au cours des cinq prochaines années (2019), pour atteindre 6,6 GWh en 2024. Le marché est concentré en Allemagne, où le gouvernement a encouragé l'essor du solaire résidentiel dès 2013. Les pouvoirs publics ont pris en charge jusqu'à 30 % du coût de l'installation les premières années. Cette part est tombée à 10 % en 2018 et à zéro depuis le. Mais l'impulsion a été suffisante pour que 125 000 foyers s'équipent, d'autant que le prix des panneaux et des batteries a chuté dans le même temps. Selon Wood Mackenzie, le marché du stockage résidentiel peut désormais se développer sans subventions en Allemagne, en Italie et en Espagne, car le prix de l'électricité produite à domicile s'y rapproche de celui qui est commercialisé par les fournisseurs ; en France, l'incitation est moindre, l'électricité vendue par EDF et ses concurrents étant parmi les moins chères du continent[23].
Associé aux énergies renouvelables, le stockage à un coût économiquement intéressant permettrait d'accélérer latransition 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 tendance associée à une baisse importante 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 laDeutsche Bank publié en, le coût du stockage pourrait être divisé par sept entre 2015 et 2020, passant de 14 à 2 c€/kWh[24]. La baisse conjointe du coût du photovoltaïque et du stockage permettrait d'atteindre 30 % d'énergie photovoltaïque en 2050, selon un autre rapport de la Deutsche Bank de, ouvrant des perspectives nouvelles d'intérêt général en matière desécurité énergétique et de transition énergétique et écologique[24]. Un coût de stockage de 2 c€/kWh en 2020 et de 4,1 c€/kWh pour le photovoltaïque en 2025[25] diminuerait le coût du photovoltaïque à 61 €/MWh, le rendant bon marché comparé au coût complet des autres sources d'énergie. Le coût du photovoltaïque pourrait passer, selon un rapport de l'institut Fraunhofer, à 4–6 c€/kWh en 2025 et à 2–4 c€/kWh en 2050[26].
Cette baisse du prix des batteries permettrait, en outre, 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[27].
En 2024, le marché des batteries stationnaires, destinées au stockage d'électricité pour les réseaux électriques ou pour les particuliers, connait une ascension fulgurante : selon Bloomberg New Energy Finance, il se vend désormais une batterie stationnaire pour six batteries destinées à l'industrie automobile, alors que quatre ans auparavant, ce ratio était de 1 pour 15. Tesla, numéro un sur ce marché, a multiplié par plus de deux ses ventes de batteries aux énergéticiens. Les marchés les plus actifs sont les États-Unis, la Finlande, la Suède et l'Allemagne. Engie a installé près de 2 GW de batteries aux États-Unis et vise 10 GW à l'échelle mondiale d'ici à 2030, et TotalEnergies a 400 MW en portefeuille aux États-Unis et vise 5 à 7 GW d'ici à 2030[28].
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 réversible est associé à l'opération inverse 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 un. Pour les moyens naturels de stockage d'énergie ambiante, 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 intégralement stockée et une partie de l'énergie stockée n'est pas intégralement 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.
À faible échelle, le stockage d'énergie en vue d'une utilisation sous forme électrique consiste principalement en stockageélectrochimique (piles etbatteries) et électrique (condensateurs et « supercondensateurs »). Il permet de constituer des réserves réduites, mais très importantes sur le plan pratique. Ainsi, outre les applications mobiles courantes (batteries au lithium,batteries de voitures, etc.), cette filière permettrait de doper le stockage d'électricité intermittente (particulièrement d'origine solaire et éolienne). En usage résidentiel[29],[30], elle permettrait de stocker et d'autoconsommer la production électrique d'une maison équipée decapteurs solaires photovoltaïques, en l'associant à unréseau électrique intelligent (élément de laTroisième révolution industrielle deJeremy Rifkin).
Le stockage sous forme d'énergie chimique est très utilisé, dans lesbatteries par exemple, mais ne représente pas le mode de stockage le plus important, en volume (exprimé enmégawatts-heures, ou MWh)[réf. nécessaire]. Un stockage chimique de masse est également possible à proximité des activités industrielles, qui présente l'intérêt de mieux réguler lesémissions anthropiques de carbone. Par exemple, la conversion du CO2 issu des cimenteries oucentrales à flamme enméthane synthétique, à l'aide decatalyseurs, permettrait saséquestration[31]. On parle de « méthanation » quand du gaz est ainsi produit à partir d'électricité et non de fermentation (parmétabolisme méthanogène). Areva effectue à ce sujet des recherches avec unGIE qui regroupe Eurodia,Air liquide etEngie, avec l'idée d'utiliser de l'électricité nucléaire[31].
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 :
Lacombustion restant le processus énergétique le plus courant, le stockage de combustible est le plus développé[réf. nécessaire]. La plupart des États disposent deréserves stratégiques de pétrole et/ou de charbon. Ces combustibles fossiles sont complétés par lebois énergie, dont on fait des stocks pour l'hiver, et lesagrocarburants.
Les productions et le stockage d'énergie sous forme debiomasse nécessitent plusieurs mois et sont d'uneefficacité énergétique faible : la photosynthèse ne récupère qu'environ 1 % de l'énergie solaire disponible et implique, de surcroît, des coûts énergétiques d'exploitation non négligeable (culture, transport, transformation et combustion des végétaux).
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.
Quant aux stocks de charbon, de pétrole ou de gaz pétrolier, leur constitution s'est étendue sur des millions d'années, à partir de l'énergie solaire, et moins efficacement encore que la biomasse renouvelable. Elle n'a plus lieu actuellement. Il s'agit donc d'un stock non renouvelable.
Pour toutes ces raisons, la biomasse est un mode de stockage qui n'a pas encore atteint toute sa maturité.
L'électricité est uneénergie secondaire et unvecteur d'énergie, résultant d'une transformation d'énergie primaire. Une fois produite, elle est instantanément consommée ou perdue. Elle n'est pas directement stockable (sauf dans uncondensateur) et doit donc être convertie en une autre forme d'énergie pour être stockée.
Le stockage massif d'électricité par desaccumulateurs électrochimiques géants n'a jamais été tenté. Ces accumulateurs seraient lourds, chers et à durée de vie limitée. Ils poseraient aussi des problèmes depollution (acides etmétaux lourds) en fin de vie et des risques d'incendie voire d'explosion hors de leurs conditions normales d'usage.
En revanche, de nombreux systèmes déconnectés duréseau de distribution d'électricité utilisent desbatteries d'accumulateurs ou depiles. Il s'agit souvent de petits appareils (électroménagers, électronique ou électronique embarquée). Lesbatteries au lithium sont courantes dans les applications portables électroniques, à plus de 95 % pour lestéléphones, lesordinateurs portables, lescaméscopes etappareils photographiques, avec1,15 milliard de batteries au lithium mises sur le marché en 2003[32].
Depuis les années 2010, ces applications connaissent un regain d'intérêt à propos desvéhicules électriques. Lesvélos etvéhicules électriques ethybrides utilisent de plus en plus desaccumulateurs au lithium (solutions LiPo et LMP[32] principalement).
Lescondensateurs de moyenne et grosse capacité, de types condensateurs chimiques ousupercondensateur, sont un autre moyen de valoriser les couples électrochimiques pour stocker de l'énergie, très courants dans les appareils etmachines électriques avec ou sansélectronique 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 àLacq avec la régionAquitaine. 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 diviserait leur prix par trois ou cinq ; la production devrait démarrer en 2017. Au total,545 millions d'euros devraient être investis en six ans[33]. LeCommissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives et le groupeArkema se sont associés au projet[34].
Les développements techniques portent sur les matériaux des batteries elles-mêmes, avec par exemple l'utilisation denanotechnologies[35]. À titre d'exemple, en 2017, NaWa Technologies s'apprête à industrialiser la production de batteries au carbone ; la société annonce des temps de recharge 1 000 fois plus courts que pour une batterie classique, avec un million de cycles de charge. Nanomakers, unestartup issue duCEA, 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 » et prévoit des résultats pour fin 2017[2].
Le stockage d'énergie tend à monter en capacité et en réactivité (temps de réaction de l'ordre de la milliseconde annoncé). Par exemple, la sociétéAkuo Energy a mis en service une batterie rapide de 4 MWh à l'île Maurice[36].
Un débat existe quant à l'intérêt de faire du stockage d’électricité une activité concurrentielle (tendance encouragée par lalibéralisation du marché de l'énergie), ou non-concurrentielle (afin de pallier les défaillances du marché notamment dans les contextes de« congestions sur le réseau, systèmes isolés, pouvoir de marché »)[37].
En 2021, leméthanol est essentiellement produit à partir de combustibles fossiles ; son coût de production est élevé et le volume produit est marginal, mais une transition vers un méthanol d'origine renouvelable, produit à partir de biomasse ou synthétisé à partir du dihydrogène et du dioxyde de carbone, pourrait accroitre son utilisation[38].
L'énergie disponible peut être utilisée pour synthétiser des gaz combustibles, à partir de molécules moins riches en énergie (ou moins pratique à utiliser). Leméthane ou l'hydrogène ou même un produit intermédiaire comme l'ammoniac, sont envisagés.
Dans la perspective d'une transition vers des énergies renouvelables, des chercheurs de l'entreprise autrichienneSolar Fuel Technology (Salzbourg), en coopération avec l'institut Fraunhofer de recherche sur l'énergie éolienne deLeipzig (IWES), le centre de recherche sur l'énergie solaire et l'hydrogène deStuttgart (ZSW) et l'université de Linz ont mis au point une solution de stockage de l'énergie sous forme deméthane[39],[40]. L'énergie électrique excédentaire d'origine éolienne ou photovoltaïque est utilisée pourdécomposer de l'eau endihydrogène etdioxygène, puis le dihydrogène est combiné audioxyde de carbone parméthanation (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[41], par exemple pendant les périodes où le solaire et l'éolien ne peuvent couvrir les besoins énergétiques.
Un consortium industriel français conduit par le transporteur gazierGRTgaz, filiale du groupe Engie, a lancé officiellement début un démonstrateur baptisé « Jupiter 1000 », situé àFos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône). Il s'agit de stocker de l'électricité sous forme de gaz naturel. Ce procédé deconversion d'électricité en gaz (en anglaispower 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 en méthane de synthèse par une unité deméthanation conçue dans le cadre d'un partenariat technologique entre leCommissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives etAtmostat. Ce méthane de synthèse sera injecté dans le réseau de distribution de gaz. Le démonstrateur, dont la mise en service était prévue pour mi-2018 à la fin de l'année 2015, aura une puissance électrique de 1 MW pour un investissement de30 millions d'euros[42].
L'hydrogène est unvecteur énergétique, c'est-à-dire qu'il est notamment utilisé comme moyen de transporter l'énergie. Bien que la majorité de l'hydrogène actuellement produit provienne d'hydrocarbures et soit directement consommé, il est envisagé comme vecteur de stockage dans le cas d'une production par électrolyse de l'eau. L'hydrogène peut êtrestocké et transporté, pour utilisation dans une pile à combustible stationnaire ou embarquée dans des véhicules, pour injection dans un réseau de gaz, ou comme carburant. Il peut aussi être utilisé pour « stocker » desénergies intermittentes (éolien, solaire) dans des zones isolées du réseau[43].
Le stockage énergétique peut être réalisé sous plusieurs formes, à l'efficacité de conversion souvent faible.
Le stockage sous forme gazeuse 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 dediffusion intra-atomique dû à la très faible taille du noyau d'hydrogène, il passe au travers desmailles cristallines des métaux et de lamatière 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 à350bar et à700 bar dans 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 CHIC[44],[45],[46].
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 de70 g/l), mais nécessite de refroidir l'hydrogène et de le conserver à très basse température : ce stockage est complexe, très consommateur d'énergie et éventuellement dangereux. Il est réservé en général aux applications spatiales, mais est aussi utilisé dans des voitures à hydrogène liquide[47], comme un prototype de laBMW série 7[48].
Le stockage sous forme de composés physiques ou chimiques permet de libérer facilement le gaz, par :
Une alternative prometteuse est d'introduire (en une sorte de stockagediffusif) 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 de H2 injectés par heure) par le groupeE.ON dans le nord-est de l'Allemagne (àFalkenhagen) dans une installation pilote[52]. 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 »[52].
Le projet Grhyd, lancé en 2014 par Engie et dix partenaires, a été connecté au réseau de gaz de la communauté urbaine de Dunkerque et y a injecté le les premières molécules d'hydrogène produites parconversion d'électricité en gaz, qui utilise l'électricité de source éolienne pour électrolyser de l'eau. L'hydrogène est stocké sous forme solide (hydrures) par le procédéMcPhy, puis injecté dans le réseau à un taux qui pourra varier jusqu'à 20 %, par dérogation à la réglementation française qui le limite à 6 %[53].
Le stockage sous forme d'énergie mécanique consiste à transformer l'énergie excédentaire sous forme d'énergie potentielle oucinétique.
L'énergie est stockée sous forme d'un fluide (eau ouair comprimé) ou de masses solides.
Lesbarrages hydrauliques constituent des réserves d'eau qui, en tombant dans des conduites, actionnent desturbines, convertissant leurénergie potentielle de pesanteur en énergie mécanique fournie auxgénérateurs d'électricité.
Une optimisation du système consiste à réutiliser l'eau conservée dans un réservoir aval ou issue d'un fleuve au pied de la centrale hydroélectrique. La remontée d'eau parpompage-turbinage dans des lacs debarrages, ou autres réservoirs surélevés, permet de stocker l'énergie quand il y a surproduction d'électricité. Cette technique, déjà très utilisée pour la régulation et l'équilibrage desréseaux électriques, est mise en œuvre au moyen de stations de transfert d'énergie par pompage, ou STEP. Lacourbe de charge quotidienne, c'est-à-dire le besoin en électricité, peut ainsi être « lissée » : de l'eau est pompée et remontée vers lesbarrages d'altitude quand la demande sur le réseau est faible (pendant lesheures creuses, la nuit et leweek-end notamment), en utilisant la production excédentaire de sources d'énergie non ajustables (Hydroélectricité au fil de l'eau,solaire,éolien…) ou peu chères (nucléaire) ; pendant lespics de consommation, cette eau redescend sous pression et produit à nouveau de l'électricité.
Ce dispositifélectromécanique réversible, qui produit de l'électricité en turbinage et en consomme pour remonter de l'eau par pompage, a une assez bonneefficacité énergétique, de l'ordre de 75-80 % pour un cycle de pompage-turbinage[54],[31] et aux bornes de l'usine, en tenant compte des pompes/turbines qui consomment la plupart de l'énergie dépensée, despertes de charge dans la conduite, des pertes des moteurs/alternateurs (dont le rendement avoisine 98 %) et des transformateurs[31]. En revanche, relativement peu de lieux conviennent à de telles installations, le réservoir de stockage devant être significatif et le dénivelé entre les barrages/réserves d'eau inférieur et supérieur important.
La centrale de ce typela plus puissante,celle de Bath County aux États-Unis, atteint 3 003 MW, et la plus puissante d'Europe,celle de Grand'Maison, 1 800 MW. S'y ajoutent14 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.
On utilise aussi une variante de ce dispositif dans lacentrale marémotrice de laRance, en France : à marée haute, l'eau n'est pas stockée passivement, mais pompée pendant les heures creuses pour augmenter la réserve, puis elle est relâchée avantageusement à marée basse. L'eau est ainsi montée de quelques mètres, puis chute sur une dizaine de mètresde plus.
Une autre variante consiste à installer une centrale en bord de mer (STEP marine), au pied d'une falaise. Sur cette falaise 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 est en fonctionnement dans l'île japonaise d'Okinawa, qui peut fournir 30 MW sur une chute de 150 m[55] et de nombreux projets sont en cours d'évaluation, par exemple en France pour lesDROM (en Guadeloupe, dans un projet de 50 MW pour 50 m de hauteur de chute, et à la Réunion)[56], sur les côtes de la Manche et en Bretagne[57]. Un projet détaillé a été réalisé par l'INP-ENSEEIHT, école publique d'ingénieurs, qui conclut à sa faisabilité technique, à son impact environnemental réduit, mais à son absence de rentabilité dans les conditions du moment, conclusion qui pourrait changer avec le coût croissant des contraintes dû à l'intégration dans le réseau de la production des éoliennes[57].
Enfin, en l'absence de falaises, des atolls artificiels ont été envisagés, cernés de digues de 50 m de haut, la mer proche constituant alors le second réservoir[58],[59].
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. Ce principe est par exemple mis en œuvre dans les pendules telles que « l'horloge comtoise », avec des masses que l'on remonte. Les différences de hauteur peuvent être exploitées par exemple le long d'un relief escarpé comme des falaises, dans des puits de mines désaffectés 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).
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[60][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[61], ce qui conduirait dans certains cas à devoir installer ces systèmes loin de côtes.
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 fait pression sur l'eau du puits en période de production ; 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[62].
La start-up californienne ARES (Advanced Rail Energy Storage)[63] propose de stocker l'énergie potentielle dans un système de train montant une rampe 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 son caractère modulable, le nombre de wagons et donc les masses servant au stockage étant adaptable, ainsi que la facilité à 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. Un intervalle de sept 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[64].
Unelampe électroluminescente 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 coopérationGravityLight. 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 kilogrammes à une hauteur d'environ 1,80 m. Le systèmeGravityLight a été testé dans26 pays et devrait être fabriqué au Kenya[65],[66],[67].
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 chaleur et de froid respectivement. Le stockage en bouteille revient en 2015 à 200 €/kWh selon la société Airthium[2]. 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[2].
L'air comprimé peut être utilisé pour produire untravail mécanique et représente une part importante (environ 10 %) de la consommation d'électricité de l'industrie européenne[68]. L'électricité peut ainsi alimenter des compresseurs en période de faible demande, puis l'air comprimé être utilisé en période de forte consommation, par exemple au moyen d'unturbo-alternateur. Cette solution, dénomméeCAES (en) (de l'anglaisCompressed Air Energy Storage), utilise une technique éprouvée et des moyens de stockage banals et peu couteux (nul besoin delithium,nickel,terres rares, etc.), et présente peu de contraintes environnementales. La plage de quantité d'énergie stockée est large. L'air comprimé, en se refroidissant à la détente, peut également servir à rafraichir[réf. nécessaire]. En revanche, la capacité volumique de stockage est faible et l'efficacité énergétique sur un cycle est bien plus mauvaise que celles d'autres solutions.
Diverses solutions sont testées ou explorées pour stocker l'énergie intermittente dessources renouvelables :
La sociétéHighview Power (en) démarre en la construction d'une unité de stockage d'électricité sous forme d'air liquide d'une capacité de 250 MWh àTrafford Park près deManchester (Royaume-Uni). Son coût est évalué à 85 M£ et sa mise en service prévue en 2022[84].
L'azote liquide avec compression isotherme : un démonstrateur a été réalisé pour stocker l’énergie sous forme d'azote liquide par Nergitec France. Celui-ci 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 defibres 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[85].
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].
C'est un élément pratiquement obligatoire dans tous lesmoteurs, sous forme devolant d'inertie, pour réguler le mouvement à des échelles de temps très courtes, inférieures à la seconde. Il peut être utilisé pour le stockage à court terme[86]. Certaines évaluations donnent des quantités d'énergie stockées assez faibles : ainsi pour une automobile d'une tonne lancée à150 km/h cela représenterait 860 kJ, soit moins de 0,25 kWh, comme cela a été utilisé enFormule 1 pour un gain ponctuel et instantané de puissance[e]. Un prototype commercial a aussi été conçu, pour l'automobile, établissant une économie de 25 % de carburant[87].
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 leseffets 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).
Lefrottement doit être minimal pour éviter les déperditions. C'est possible en plaçant le volant dans le vide et sur despaliers 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 enprojectile…).
En pratique, ce type de stockage est d'un usage très courant mais il se limite principalement auxvolants 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 moteursturboDiesel dont les à-coups sont importants, surtout à bas régime.
Il y a déjà plusieurs décennies, des autobus urbains (Trolleybus) ont fonctionné avec un volant d'inertie disposé à plat sous le plancher, tels lesGyrobus 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 des paliers du volant, la complexité d'utilisation et l'effet gyroscopique qui avait tendance à déséquilibrer 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/générateur électrique intégré, permet une nette amélioration du rapport poids à vide / charge utile. Ceci permet également son utilisation comme ralentisseur dans les villes en pente, où le poids est encore plus pénalisant.
Plusieurs constructeurs travaillent ainsi sur l'application du volant d'inertie auxtransports en commun, notammentAlstom pour sestramways[88] qui expérimente cette technique sur le réseau deRotterdam depuis2005.
Des applications dans le domaineferroviaire ont également été tentées. Des volants d'inertie sont aussi utilisés depuis2009 sur des voitures de Formule 1 (systèmeSREC) 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 technique 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.
Le stockage dechaleur peut être réalisé à travers deux phénomènes différents associés aux matériaux qui assurent le stockage. On parle alors de stockage parchaleur sensible et de stockage parchaleur latente.
Le stockage d'énergie thermique dans unsystème thermodynamique permet par exemple de décaler (de quatre ou cinq heures) le pic de consommation ; leschauffe-eau 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[2]. Au-delà de cette fonction du cumulus, des habitations de grandeinertie thermique (murs épais, bonne isolation) permettent de lisser et diminuer les besoins de chauffage et de rafraîchissement, permettant des économies directes.
On peut stocker la chaleur solaire dans des réservoirs, des heures de jour vers les heures de nuit ou, si les réservoirs sont plus importants, de l'été vers l'hiver. Un bâtiment de laCité internationale universitaire de Paris rénové en 2016 expérimente un telstockage intersaisonnier dechaleur solaire pour lechauffage de l'eau de142 chambres, via deux cuves de plus de 15 m de haut[89].
L'énergie calorifique peut aussi être stockée afin de produire de l'électricité au moment voulu, pour lisser l'apport solaire ; ce type d'usage est encore marginal en volume mais pourrait se développer avec la production électrique par unecentrale solaire thermodynamique[réf. souhaitée].
Lesmatériaux 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 fournie par leSoleil 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.
Dans le stockage parchaleur 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 lacapacité 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 sonisolation thermique) et par l'éventuelchangement d'état (ou « changement de phase »[90]) que peut être amené à subir le matériau servant au stockage (fusion ouvaporisation).
Quelques exemples de stockage de chaleur sensible :
Dans le stockage parchaleur latente, l'énergie est stockée sous la forme d'un changement d'état du matériau de stockage (fusion ouvaporisation). 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 phasesolide/liquide ouliquide/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 :
Le stockage magnétique àsupraconducteur est appelé aussiSMES pour « 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'unchamp magnétique créé par la circulation d'uncourant continu de très haute intensité dans un anneau supraconducteur refroidi sous sa température critique de transition vers l'état supraconducteur[94]. Lechamp 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 à4 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…)[95].
Le stockage d'énergie est l'un des moyens de régulation de l'équilibre offre-demande, en complément ou en concurrence avec deux autres :
Le choix entre ces divers moyens se fait pour l'essentiel sur la base du bilan économique coûts/bénéfices, qui peut éventuellement être infléchi par unefiscalité écologique visant à intégrer dans les coûts lesexternalités 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 étudie trois scénarios possibles d'évolution des systèmes énergétiques jusqu'en 2050 ; il note que lepompage-turbinage représente actuellement 99 % des applications de stockage de l'électricité, que les nombreuses autres techniques testées n'ont jamais atteint la taille industrielle ; que la valeur de la flexibilité apportée par les techniques 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 techniques à moindre coût aient été maximisées[96].
Un inventaire des solutions de stockage et de leur coût a été publié par L'ADEME et ENEA Consulting en[97]. Ce rapport présente le stockage chimique plomb-acide comme la solution de stockage massifiable ayant le coût d'investissement (100 €/kWh) le plus faible. Cette solution conduit néanmoins à une augmentation du coût de l'électricité par rapport à son coût actuel[98]. En 2017, les batteries Li-ion sont la meilleure solution étant donné leur meilleure performance pour un coût d'acquisition similaire[99].
Des projets autorisant un développement sans contraintes topographiques sont envisagés en mer. Ainsi d'unn projet d'îlot énergétique de 2,5 km de diamètre au large de la côte belge, d'une capacité de stockage de 5 GWh[100]. D'autres solutions à des coûts nettement inférieurs, reposant sur l'énergie potentielle de pesanteur, sont à l'étude[101].
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[102]. Dans le même ordre d'idées, 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 à200 milliards d'euros pour 8 TWh de capacité[103][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 de25 mètres. Il serait en théorie possible de stocker 3 TWh pour un investissement de20 milliards d'euros (7 €/kWh)[104][réf. à confirmer].
Le développement des véhicules électriques entraîne pendant la décennie 2010-2020 un développement important des batteries au lithium, les économies d'échelle entrainant une diminution rapide des coûts[105] :
| Année | coûts en $/kWh |
|---|---|
| 2010 | 1160 |
| 2011 | 899 |
| 2012 | 707 |
| 2013 | 650 |
| 2014 | 577 |
| 2015 | 373 |
| 2016 | 288 |
| 2017 | 214 |
| 2018 | 176 |
Alors que le marché de la voiture électrique émerge, leStockholm Environment Institute met en évidence (dansNature Climate Change) une chute du prix des batteries lithium-ion de véhicules électriques. Leur prix a de 2007 à 2014 diminué 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) prévoyait qu'un tel niveau ne serait atteint qu'en 2020. De son côté l'agence Bloomberg calcule que dès que le prix de l'essence reviendra à son niveau de 2011, les véhicules électriques deviendront compétitifs avec les motorisations classiques aux États-Unis. En outre ces batteries stockent aussi l'électricité photovoltaïque domestique[106],[107].
Le journalLes Échos du confirme cette baisse[108] (−20 % en deux ans) et prédit l'émergence d'un grand marché de la voiture électrique en 2020 (si les minerais nécessaire ne manquent pas) mais aussi le stockage d'énergies renouvelables non pilotables tels que le photovoltaïque et l'éolien (dont les coûts de base baissent également).
En 2014, Tesla lance son projet d'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[109], selon le constructeur.
Deux produits concurrents, basés sur une batterie lithium-ion, sont lancés pour stocker l'électricité d'une maison ou d'une entreprise, Powerwall deTesla (dès la fin 2015 aux États-Unis, en Australie et en Allemagne), et Ecoblade deSchneider Electric. Powerwall est annoncé à 3 000 $ pour 7 kWh et Ecoblade 1 000 $ pour 2 kWh (un kilowatt-heure correspond à une heure de consommation moyenne d'une maison)[110].
Le journalScience relaye l'annonce faite par Tesla de la mise en projet de l'équivalent de la plus grande batterie au lithium-ion du monde[111]. Un groupe de788 systèmes Powerpack stockera le surplus d'électricité produite par une ferme éolienne australienne de100MW exploitée par la société française d'énergie renouvelableNeoen[112] (soit un triplement du record existant en matière de stockage d'électricité par batteries)[111]. L'exploitant pourra ainsi lisser sa production et stocker de l'électricité au moment où elle ne coûtera pas cher pour la revendre ensuite avec bénéfice lors des pics de demande[113]. Cette opération est soutenue par le gouvernement de l'Australie-Méridionale qui vise une production fiable de la moitié de son électricité à partir de sources renouvelables avant 2025, et qui a souffert d'un déficit d'image en septembre 2016 puis en février en raison de deux pannes de courant liées non pas à l'utilisation de sources renouvelables mais à l'effondrement d'un installation de transmission dans un cas et à une demande de puissance inattendues dans un autre[111]. En plus de favoriser la production et l'utilisation de renouvelables, la capacité de puissance élevée de la nouvelle batterie qui sera disponible« en rafales rapides » permettra de conserver une fréquence de l'électricité dans la bonne gamme en cas de perturbations de la grille et d'augmentation brutale de la demande[111]. Cette annonce contraste avec la stratégie du gouvernement fédéral qui promeut encore les énergies fossiles et l'ouverture d'une nouvelle mine de charbon dans leQueensland alors que les émissions de CO2 du pays ont encore augmenté de 1,4 % en 2016, ce qui empêche l'Australie de respecter l'Accord de Paris (baisse de 28 % des émissions par rapport aux niveaux de 2005 d'ici 2030[111].
La Société nouvelle d'affinage des métaux (Snam) àViviez (Aveyron), filiale du holding belge Floridienne, retraite 6 000 tonnes d'accumulateurs par an, dont 8 % de batteries d'automobiles ; elle fabriquera à partir de 2018 des batteries avec les composants recyclés. SNAM ouvrira d'abord au printemps 2018 un atelier pilote d'accumulateurs lithium-ion recyclées. Pour la fabrication en série, l'entreprise cherche un nouveau site dans l'Aveyron pour ouvrir en 2019 une usine d'une capacité de 20 MWh par an. Elle améliorera ensuite les procédés pour passer à 4 000 MWh par an vers 2025. Les constructeurs automobiles ne voulant pas de batteries recyclées, la société vise le marché en croissance du stockage de l'électricité dans l'industrie, le bâtiment et les énergies renouvelables. Elle a pour objectif que ses batteries recyclées soient compétitives en prix avec les batteries bon marché au plomb et les groupes électrogènes[114].
Entre 2010 et 2018, le coût d'une batterie lithium-ion a déjà décliné de 85 %, selon BloombergNEF, et devrait encore baisser de moitié d'ici à 2025, notamment grâce aux économies d'échelle réalisées avec l'essor du parc de véhicules électriques : le prix des grosses batteries pour les compagnies d'électricité va passer de 360 dollars par kilowattheure en 2019 à 170 dollars en 2030. Malgré cette chute, le développement du stockage nécessitera des investissements importants : 662 milliards de dollars au cours des vingt prochaines années. SelonBank of America, la Californie vise 1,8 GW de capacités installées dès 2020, l'état de New York 3 GW en 2030. Le Royaume-Uni, l'Allemagne, l'Australie, la Corée et la Chine développent aussi des projets ambitieux[4].
Labatterie zinc-ion à électrolytes en solution aqueuse fait l'objet d'une recherche poussée depuis les années 2010. Elle semble pouvoir, à bas coût et sans utiliser de métaux rares, précieux ni géographiquement mal répartis, offrir une sécurité environnementale très élevée, mais présente encore l'inconvénient de se recharger moins rapidement que ses concurrentes[115].
En 2021, une étude confirme que le coût des batteries lithium-ion a diminué de 97 % en trois décennies[116].
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 àmieux 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 trois catégories)[117].
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