Stockage d’énergie | La cigale ou la fourmi ?

Autrefois installé dans le modèle « Feed & Forget » (ndlr : littéralement traduisible par ‘alimente et oublie’), le paysage de l’électricité a fortement évolué ces dernières années. À l’origine de ces changements, la forte progression du renouvelable, désormais très marqué par l’intermittence ; et son corollaire : l’émergence de la nécessité impérieuse de stocker l’électricité produite qui ne serait pas immédiatement consommée.

Responsable « Stockage d’énergie » au Service public de Wallonie, Pascal Lehance relève quatre grandes pistes envisagées à ce jour :

« La piste mécanique par stockage gravitaire réalisé au départ d’une action de pompage (STEP), le stockage par air comprimé (CAES pour Compressed Air Energy Storage) ou encore – mais ils sont plus rares en dehors des applications connues pour stabiliser le réseau électrique – les volants d’inertie, systèmes rotatifs permettant le stockage et la restitution d’énergie cinétique. Dans le registre électrochimique et électrostatique, il existe également le stockage par batteries, par condensateurs ou par superconducteurs. Il faut également évoquer les stockages thermique et thermochimique au moyen de chaleur sensible (ou chaleur latente), ainsi que le stockage chimique par production d’hydrogène ou par méthanation. » (1)

Le lithium haut la main ?

Évoquer la maturité des différentes technologies disponibles ne peut se faire sans prendre en considération l’usage qui va en être fait. Ainsi, dans les applications domestiques, c’est le lithium-ion qui l’emporte, le plus souvent très haut la main.

Pascal Lehance : « Celles-ci se distinguent en raison de leurs caractéristiques de densité d’énergie. »

Une position confortée par un prix de revient que Damien Ernst, professeur et chercheur dans le domaine de l’énergie et de l’intelligence artificielle à l’ULg, a vu régulièrement baisser ces dernières années (2). Tandis que lorsque l’on considère la question du stockage des sources d’énergie linéaires comme le nucléaire, c’est le pompage-turbinage qui sort vainqueur, avec des solutions comme celles qui sont mises en oeuvre par Engie à Coo ou par Lampiris sur le lac de la Plate-Taille. Dans ce cas, l’eau est pompée pour être amenée dans un bassin de retenue supérieur lorsque l’électricité est excédentaire avant d’être relâchée et d’alimenter des turbines lorsque l’électricité est plus chère.

À Hal, au siège du groupe Colruyt, c’est la solution de l’électrolyse qui est élue. L’électricité (produite par les éoliennes du groupe) qui n’est pas directement consommée (pour alimenter les frigos, l’éclairage…) est transformée en hydrogène au moyen de la technologie de l’électrolyse. Ce carburant vert est ensuite utilisé, en fonction des besoins, pour alimenter des clarks, des transpalettes et même une voiture produite en série, tous dotés d’un moteur à hydrogène.

Patrick Hendrick

BATWAL et Hyb2Hyb

Professeur à l’ULB où il est à la tête du département aéro-thermo-mécanique, Patrick Hendrick connaît bien la problématique du stockage et les programmes de recherche qui y sont liés. En particulier le programme Hyb2Hyb lancé le 1er septembre 2014, mais aussi le programme d’excellence BATWAL initié en mars 2014 pour une période de deux fois 30 mois et associant l’ULB, l’UCL, l’UMH et l’ULg. Ce dernier programme est orienté vers la problématique du stockage sur des batteries lithium-ion avec, comme c’est le cas pour Hyb2Hyb, une recherche portant sur les anodes et les cathodes peintes. Tant BATWAL qu’Hyb2Hyb sont pilotés depuis l’UCL par le laboratoire de Jean-François Gohy, professeur de la Faculté des Sciences et par Sorin Melinte, lui aussi actif à l’UCL où il occupe un poste de chercheur au sein de l’Ecole polytechnique. Patrick Hendrick décrit un objet de recherche quelque peu déconcertant pour qui songe à des batteries traditionnelles, de formes parallélépipédiques :

« Nous travaillons sur des dispositifs plats faciles à intégrer en toiture ou dans des endroits exigus comme des caves (…). Il s’agit ici de recherche fondamentale, avec plusieurs volets spécifiques impliquant jusqu’à des médecins qui ont à se pencher sur la nocivité potentielle de la batterie au cours de son cycle de production, mais aussi lors de son utilisation par l’utilisateur final ».

Stockage saisonnier à partir de photovoltaïque

Selon Patrick Hendrick, une autre piste très prometteuse semble encore se dessiner. Et ce n’est pas de la science-fiction :

« Vous installez une unité de transformation d’électricité en hydrogène dans un bâtiment dont le toit a été tapissé de panneaux photovoltaïques. De cette manière, vous avez déjà la possibilité de produire de l’hydrogène à 30 bars, ce qui permet facilement d’assurer un stockage saisonnier. L’hydrogène pourra être utilisé en période froide pour chauffer les bâtiments ».

Cette première mondiale est signée par la société belge Solenco Power. C’est elle qui a déployé cette solution en collaboration avec les firmes Giacomini, Vandenborre Energy Systems et avec le groupe Solvay sous le nom de SPB (pour « Solenco Powerbox »). Avantage de la solution proposée : elle peut fonctionner à la fois sur la grille et hors réseau :

« Les besoins en électricité sont couverts par les panneaux solaires pendant la journée et seul l’excédent est envoyé au SPB pour être stocké sous forme d’hydrogène. Lorsqu’il n’y a pas de soleil, l’électricité et la chaleur (ndlr : pour l’eau chaude sanitaire et le chauffage) sont produites par le SPB à partir de l’hydrogène stocké, avec une efficacité atteignant 95% », expliquent les responsables de Solenco Power.

 

SMARTWATER

Bien qu’ancienne, la solution du pompage-turbinage continue de faire l’objet de recherches intéressantes.

« C’est le cas de SMARTWATER sur lequel nous travaillons sous la coordination du centre montois Multitel. En l’occurrence, l’idée est d’étudier le potentiel offert par les installations de pompage-turbinage décentralisées utilisant des réservoirs existants comme des carrières, des mines, des grottes ou de simples bassins d’orage » poursuit Patrick Hendrick.

Un banc d’essai a été installé en Hainaut occidental sur le parc industriel de Tournai Ouest.

« Nous y avons placé une pompe centrifuge que nous utilisons en mode turbine. Il suffit d’avoir un bassin d’orage dont la partie supérieure est étanchéifiée sur une partie. Le volume rempli va ensuite se vider naturellement et permettre ainsi, au moment où on le décide, d’assurer la production d’électricité par écoulement naturel de l’eau. Avantage du système : au contraire des systèmes de pompage-turbinage tels que mis en place à Coo, la technologie testée dans le cadre du programme SMARTWATER fonctionne à vitesse variable et permet donc d’importantes économies d’énergie » précise le professeur de l’ULB.

Ici aussi, le GRT (Elia), un GRD (Ores) et un producteur d’énergie (Engie) ont manifesté leur intérêt, tout comme un industriel de la région liégeoise (Ensival Moret).

L’hydrogène injecté dans le réseau gazier…

Une autre possibilité, assez peu connue, nous est rappelée par Paul Bricout, ingénieur de projet au Cluster Tweed :

« Dans le cadre d’une mission de cartographie des solutions de stockage d’énergie commandée par la Wallonie, nous avons relevé la possibilité d’injecter dans le réseau de gazoduc de l’hydrogène produit à partir de ressources renouvelables, dans une proportion toutefois réduite à 2% » (3).

Intéressant. Mais cette opportunité ne doit pas faire oublier que les équipements de Monsieur et Madame Tout-le-Monde ne supporteraient pas tous la consommation de ce mélange. C’est précisément ce qui fait dire à Paul Bricout et à Patrick Hendrick qu’il vaudrait mieux dans ce cas privilégier un scénario d’alimentation sur site partagé par plusieurs industriels présentant des profils complémentaires. Autres pistes envisageables : l’alimentation d’un réseau de gazoduc spécifiquement dédié aux industriels pour lesquels l’incorporation d’hydrogène, ou encore l’injection dans des pipelines transportant de l’hydrogène, ne poserait aucun problème technique.

 

Air comprimé et réseaux intelligents

L’air comprimé offre aussi de belles possibilités en termes de stockage. C’est l’objet du projet CAES-CET (pour Compressed Air Energy Storage) porté par des fonds structurels et développé notamment par Yann Bartosiewicz, professeur à l’UCL. Dans ce cas-ci, l’utilisation des effets des différents cycles de compression/dilatation met en action des pistons qui vont pouvoir produire de l’électricité.

« L’objectif de la recherche est ici de dépasser un rendement global de 50%. Cette technologie est surtout intéressante pour des industriels amenés à consommer de l’air comprimé. En comparaison, le rendement global du système de pompage-turbinage est encore plus avantageux, puisqu’il atteint 75 à 80% », souligne encore Patrick Hendrick.

Reste à évoquer le potentiel lié au modèle V2G (Vehicle to Grid) sur lequel nous ne nous étendrons pas. La thématique a déjà été développée dans le numéro 86 du REactif. En revanche, l’intelligence du réseau et les modèles de production décentralisés qu’elle permet valent eux aussi leur pesant d’or. Parmi les projets testés, celui de MeryGrid est assurément l’un des plus intéressants (voir nos pages pratiques à ce sujet).

 

(1) La méthanation est un procédé industriel de conversion catalytique du dihydrogène (H2) et du monoxyde de carbone (CO) ou du dioxyde de carbone (CO2) en méthane.

(2) Voir l’étude que McKinsey

(3) Le même raisonnement vaut également pour le biogaz provenant de décharges.

Plus d’infos :

HyB2HyB et BATWAL
Notre reportage vidéo « Quand Ideta teste 4 solutions de stockage d’énergie à Froyennes (Tournai) »