Le stockage d'énergie à l'échelle du réseau, expliqué : comment le réseau met l'électricité en réserve

L'électricité a une contrainte inhabituelle : l'offre et la demande doivent coïncider presque instantanément, chaque seconde de chaque journée. Pendant un siècle, le réseau a satisfait cette contrainte en construisant des générateurs capables de monter et descendre en puissance, et en maintenant une flotte de turbines en rotation par précaution. Le stockage change les termes du problème. En déplaçant l'électricité dans le temps (en absorbant l'énergie quand elle est bon marché ou excédentaire et en la restituant quand le système est tendu), le stockage transforme un équilibrage instantané en une décision d'inventaire.

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Telle est la promesse. La réalité est une discipline d'ingénierie et de finance pleine d'unités déroutantes, de technologies concurrentes et d'arbitrages serrés. Voici un guide en langage clair sur ce qu'est le stockage à l'échelle du réseau, ce qu'il fait et ce qui détermine réellement si un projet voit le jour.

Les deux chiffres derrière chaque projet : MW et MWh

Le stockage se décrit d'un seul mot, « capacité », mais il possède deux caractéristiques distinctes, et les confondre est la source de la plupart des malentendus.

• La puissance (MW) est la vitesse à laquelle l'énergie peut être déplacée : la taille du tuyau. Elle détermine la rapidité avec laquelle un système peut se charger ou se décharger.
• L'énergie (MWh) est la quantité stockable : la taille du réservoir. Elle détermine combien de temps le système peut maintenir cette puissance.

La durée n'est que l'énergie divisée par la puissance. Un système de 100 MW et 400 MWh est une batterie « de 4 heures » : il peut se décharger à pleine puissance pendant quatre heures. Les mêmes 100 MW associés à 200 MWh forment un système de 2 heures. C'est pourquoi les coûts des batteries sont cités avec tant de prudence : les références de NREL pour les batteries à l'échelle du réseau présentent un coût d'investissement par kilowattheure (qui baisse à mesure que la durée augmente, car la part énergie est répartie sur davantage d'heures) et par kilowatt (qui augmente avec la durée), et avertissent qu'un chiffre de coût n'a pas de sens sans indication de la durée.

Il est utile de regrouper les projets par classe de durée, car chaque classe sert généralement des fonctions différentes :

Class            Typical role                          Discharge window
─────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Short (≤1 h)     Frequency regulation, fast reserve     seconds–minutes
2-hour           Peaking capacity, energy arbitrage     ~2 h at rated MW
4-hour           Solar time-shift, capacity adequacy    ~4 h at rated MW
8-hour           Overnight renewable shifting           ~8 h at rated MW
Long (10 h+)     Multi-day and seasonal firming         ~10 h to days
─────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Duration (h) = energy (MWh) ÷ power (MW)

Le Département de l'énergie des États-Unis considère comme « longue durée » les systèmes capables de se décharger pendant dix heures ou plus, un seuil qui compte parce que l'économie du lithium-ion faiblit à mesure que la durée s'allonge et que des technologies alternatives commencent à rivaliser. La plupart des batteries de réseau construites aujourd'hui se situent dans la bande de 2 à 4 heures; la frontière est tout ce qui se trouve au-dessus.

Un menu de technologies, chacune avec sa niche

BESS lithium-ion. La bête de somme. Un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) assemble des cellules (aujourd'hui très majoritairement en phosphate de fer lithié (LFP) pour l'usage stationnaire, plutôt que la chimie nickel-manganèse-cobalt (NMC) courante dans les véhicules) dans des racks au sein d'enceintes de type conteneur, aux côtés de l'électronique de conversion de puissance et de la gestion thermique. Le lithium-ion a remporté la première vague parce qu'il est modulaire, fabriqué en usine et rapide à déployer. Les travaux de PNNL sur les coûts et performances ont conclu qu'un système lithium-ion LFP de 100 MW et 10 heures entièrement installé coûtait environ 356 $/kWh, le bloc de stockage CC à lui seul représentant une large part du total.

Batteries à flux. Elles stockent l'énergie dans des électrolytes liquides contenus dans des réservoirs externes, qui circulent dans un empilement de cellules. Le trait distinctif est que la puissance et l'énergie montent en échelle indépendamment : plus d'heures, des réservoirs plus grands; plus de puissance, des empilements supplémentaires. Les batteries à flux redox au vanadium utilisent le même élément des deux côtés, ce qui limite la contamination croisée, tolèrent la décharge profonde, présentent un faible risque d'incendie car l'électrolyte est aqueux et offrent une très longue durée de vie en cycles, au prix d'une empreinte plus grande et d'un coût initial plus élevé. Elles conviennent naturellement aux services de plusieurs heures et de longue durée.

Station de transfert d'énergie par pompage (STEP). De loin la plus grande forme de stockage sur réseau au monde. Deux réservoirs à des altitudes différentes sont reliés par des turbines et des pompes; on utilise l'électricité pour pomper l'eau en amont quand elle est bon marché et on la relâche en aval pour produire quand elle a de la valeur. L'Association internationale de l'hydroélectricité chiffre la capacité STEP installée à environ 200 GW, et elle représente la très grande majorité de l'énergie de stockage de longue durée dans le monde. La STEP offre de quelques heures à quelques jours de stockage et peut fonctionner des décennies, mais elle est liée à la géographie et lente à autoriser et à construire. Des recherches du DOE ont estimé son coût nivelé entre 0,12 et 0,14 $/kWh pour les grandes installations.

Stockage thermique. Plutôt que de stocker des électrons, les systèmes thermiques stockent de la chaleur (dans du sel fondu, des particules solides, du béton ou des matériaux à changement de phase) et la reconvertissent en électricité via un moteur thermique. Les évaluations technologiques du DOE décrivent un spectre allant des systèmes matures à deux réservoirs de sel fondu utilisés avec le solaire à concentration jusqu'à des conceptions émergentes à particules mobiles et à lit fixe qui pourraient s'implanter presque n'importe où, y compris sur des centrales fossiles retirées. Le rendement aller-retour est inférieur à celui des batteries, mais le milieu de stockage lui-même est souvent bon marché et durable.

Onduleurs : la différence discrète entre suivre et former

Les batteries et la plupart des énergies renouvelables se raccordent au réseau à courant alternatif par des onduleurs, et la stratégie de commande de ces onduleurs s'avère être l'une des questions d'ingénierie les plus déterminantes de la transition.

Un onduleur suiveur de réseau se comporte comme une source de courant. Il lit la tension et la fréquence du réseau et injecte de la puissance en phase avec elles. C'est ainsi que fonctionnent aujourd'hui la grande majorité des onduleurs, de manière efficace et bien comprise. Mais il dépend d'autre chose (traditionnellement un gros générateur tournant) pour établir la tension de référence du réseau et fournir l'inertie physique qui résiste aux variations soudaines de fréquence.

Un onduleur formateur de réseau se comporte davantage comme une source de tension, maintient sa propre référence de tension interne et réagit presque instantanément aux perturbations. La feuille de route de recherche de NREL sur les onduleurs formateurs de réseau formule le changement sans détour : à mesure que les ressources à base d'onduleurs remplacent les machines synchrones, les réseaux perdent de l'inertie et la stabilité peut se dégrader lorsque la pénétration d'onduleurs devient élevée. Les commandes formatrices de réseau sont la réponse proposée, et NERC a soutenu que les nouvelles batteries raccordées au transport devraient être construites avec une capacité formatrice de réseau, car le surcoût est faible au regard du bénéfice pour la stabilité du système.

Le gain pratique comprend un meilleur comportement dans les zones de réseau faible, un meilleur soutien de la tension et de la fréquence et, dans certaines configurations, la capacité de démarrage en îlot, c'est-à-dire la possibilité de mettre sous tension un réseau mort sans source d'énergie externe. Rééquiper les anciens onduleurs est généralement difficile, si bien que le choix est souvent fait pour toute la durée de vie de l'actif.

Ce que le stockage vend réellement

Une batterie gagne de l'argent en étant utile de plusieurs façons, et les exploitants empilent les sources de revenus. La FERC regroupe les services auxiliaires qui maintiennent un réseau stable en un ensemble reconnaissable, et le stockage peut en fournir la plupart.

• Arbitrage d'énergie : charger quand les prix de gros sont bas, décharger quand ils sont élevés. La marge brute est l'écart de prix moins les pertes aller-retour.
• Réglage de fréquence : ajustements seconde par seconde qui maintiennent la fréquence du réseau stable. Les batteries excellent ici, car leur électronique de puissance peut inverser le sens de sortie en millisecondes.
• Capacité de pointe : remplacer une centrale à gaz « de pointe » pendant les quelques centaines d'heures par an où la demande est la plus forte.
• Réserves d'exploitation : capacité tournante et non tournante tenue prête à remplacer un générateur perdu, généralement en dix minutes.
• Soutien de tension : injecter ou absorber de la puissance réactive pour maintenir la tension dans les limites.
• Démarrage en îlot : redémarrer le réseau après une panne, un service de niche mais de grande valeur.

Le mix de revenus évolue à mesure que les marchés mûrissent. Sur plusieurs marchés, les services de réponse en fréquence ont dominé les revenus des batteries au départ, puis se sont fortement comprimés une fois que suffisamment de batteries ont été qualifiées pour les fournir. L'arbitrage et les paiements de capacité ont généralement pris le relais comme sources de croissance, rappel qu'un business model fondé sur un seul prix de marché naissant est fragile.

L'économie : LCOS, rendement et dégradation

L'indicateur de comparaison principal est le coût nivelé du stockage (LCOS), le prix moyen qu'une unité d'énergie déchargée devrait obtenir pour atteindre l'équilibre sur la durée de vie d'un projet. La méthodologie de PNNL explique clairement pourquoi le LCOS est plus honnête qu'un prix affiché : il intègre le coût d'investissement, l'exploitation et la maintenance fixes, le coût de charge (pertes comprises), le financement et les dépenses d'investissement nécessaires à l'augmentation et au remplacement en milieu de vie. Deux systèmes au même coût installé peuvent avoir des LCOS très différents une fois la durée de vie et la dégradation prises en compte.

Le rendement aller-retour est la part de l'énergie injectée qui ressort. Les systèmes lithium-ion modernes se situent couramment autour de 85–90 % de CA à CA une fois multipliées les pertes de batterie, de conversion de puissance, de transformateur et d'auxiliaires, et ce rendement diminue légèrement à mesure que les cellules vieillissent et que la résistance interne augmente.

La dégradation et l'augmentation sont le lieu où la valeur à long terme se gagne ou se perd. Les cellules lithium-ion perdent de la capacité sous l'effet du cyclage comme du vieillissement calendaire, la chaleur et un état de charge élevé accélérant le déclin. La plupart des contrats à l'échelle du réseau ne promettent pas une énergie nominale à perpétuité; ils promettent une courbe de rétention décroissante, souvent jusqu'à environ 65–70 % de la capacité initiale, dans une enveloppe d'exploitation définie par les cycles, la profondeur de décharge, la température et l'état de charge. Pour continuer à livrer un nombre fixe de MWh au compteur, un propriétaire soit surdimensionne au départ, soit ajoute de la capacité d'« augmentation » à mi-vie du projet. L'augmentation diffère le capital et exploite la baisse du prix des cellules, mais elle exige une emprise réservée, un matériel compatible et une conception soignée des garanties.

Les chaînes d'approvisionnement planent sur tout cela. Les travaux de l'AIE sur les minéraux critiques constatent que la Chine concentre environ 80 % des capacités de fabrication de la chaîne d'approvisionnement des batteries lithium-ion et transforme plus de 70 % des minéraux clés, dont le lithium, le cobalt, le graphite et les terres rares. Même le LFP, qui évite le cobalt et le nickel, présente des goulets d'étranglement concentrés comme l'acide phosphorique purifié. La volatilité des prix et les restrictions à l'exportation ont transformé la concentration de l'approvisionnement d'un risque théorique en une contrainte de planification, et les efforts de diversification penchent vers l'extraction minière plutôt que vers les étapes de raffinage et de fabrication, qui comptent le plus.

Sécurité incendie et réglementation

Tout site de stockage électrochimique est une installation industrielle présentant un risque d'incendie, et les codes se sont durcis en conséquence. Aux États-Unis, la norme d'installation centrale est la NFPA 855, qui fixe des exigences d'implantation, de distances de séparation, de détection et d'extinction d'incendie, de maîtrise des explosions, de détection de gaz et de planification d'urgence selon la technologie, le site et la taille de l'installation. La méthode d'essai de référence est la UL 9540A, qui évalue la propagation de l'emballement thermique dans un système de batteries, de la cellule au module, à l'unité puis à l'échelle de l'installation complète. Les essais au feu à grande échelle sont devenus plus exigeants, les dernières éditions les imposent plus largement et ajoutent une évaluation explicite de la déflagration, car un incendie de lithium-ion peut produire un gaz d'évent inflammable qui s'enflamme. À l'international, le Code international de prévention des incendies joue un rôle similaire, et les autorités locales ajoutent souvent leurs propres exigences. La sécurité incendie est l'un des domaines de changement les plus actifs du secteur, et les délais de permis en dépendent souvent.

Stockage, renouvelables, VPP et la file d'attente

Le stockage est le partenaire indispensable des renouvelables variables, non un concurrent. Le solaire et l'éolien sont bon marché mais non pilotables; les batteries et les systèmes de longue durée déplacent leur production vers le pic du soir, la consolident et fournissent la flexibilité rapide dont un réseau fortement renouvelable a besoin. L'analyse de l'AIE sur le stockage par batteries note que les batteries sont bien adaptées à fournir une flexibilité à court terme pour des périodes d'environ une à huit heures et que la capacité de stockage doit être multipliée plusieurs fois pour soutenir un triplement de la capacité renouvelable. Elle souligne aussi que les règles de marché doivent rémunérer le stockage à la hauteur de la valeur totale des services qu'il rend, et pas seulement de l'énergie.

À petite échelle, les centrales électriques virtuelles (VPP) agrègent des actifs distribués (batteries domestiques, thermostats intelligents, recharge de véhicules électriques contrôlable, charges commerciales) en une ressource qui se comporte comme un moyen à l'échelle du réseau. Les travaux du DOE « Pathways to Commercial Liftoff » estiment que déployer 80–160 GW de VPP, de quoi couvrir 10–20 % de la pointe, pourrait répondre à la croissance de la demande tout en réduisant les coûts globaux du réseau, et notent que la capacité de VPP en Amérique du Nord a déjà atteint environ 33 GW. Les obstacles sont moins technologiques que commerciaux : l'adhésion, le pilotage standardisé et une rémunération qui reflète la valeur fournie.

Reste le goulot d'étranglement qui frappe le stockage autant que la production : l'interconnexion. Avant qu'un projet puisse se raccorder au réseau de transport, il doit passer étude après étude pour déterminer les renforcements nécessaires et qui les paie. L'analyse « Queued Up » du Berkeley Lab a constaté qu'à la fin de sa dernière période d'enquête, environ 10 300 projets représentant près de 1 400 GW de production et 890 GW de stockage attendaient dans les files d'attente américaines, qu'un projet type mettait environ 55 mois entre la demande et la mise en service commerciale, et que seule une petite minorité de projets est jamais construite. Le stockage affronte le même embouteillage, et, dans certaines régions, un examen supplémentaire du comportement d'une batterie lors des défauts.

Réserves

Quelques nuances honnêtes. La « durée » est un choix de conception, non une propriété fixe : le même matériel peut être piloté différemment, et l'énergie nominale est rarement pleinement utilisable en raison des réserves d'état de charge, des pertes de conversion et de la dégradation. Les comparaisons entre technologies sont sensibles aux hypothèses, une estimation ponctuelle pour la STEP n'est pas le coût du prochain projet. Les marchés de services auxiliaires sont petits et saturent vite, si bien que les revenus passés sont un mauvais guide des revenus futurs. Et les promesses de longue durée méritent un examen attentif : une technologie bon marché au kWh mais chère au kW peut rester non rentable pour un réseau qui a besoin des deux.

Ce qu'il faut surveiller

Les questions intéressantes glissent de « les batteries peuvent-elles équilibrer un réseau ? » à « quelle technologie gagne à quelle durée, et qui paie ? ». Surveillez trois choses en particulier. Premièrement, si les exigences d'onduleurs formateurs de réseau passent de la recommandation à la pratique courante, car cela détermine la quantité de stockage qu'un réseau peut absorber avant que la stabilité ne devienne la contrainte limitante. Deuxièmement, si les technologies de longue durée (batteries à flux, STEP avancée, systèmes thermiques et à air comprimé) franchissent le seuil de coût à partir duquel elles battent le lithium-ion surdimensionné pour le décalage de plusieurs jours. Troisièmement, si la réforme de l'interconnexion et les règles de marché des VPP raccourcissent réellement le chemin du projet à l'électricité, car le stockage le moins cher du monde ne sert à rien tant qu'il attend dans une file.

Image de couverture : une batterie à flux au vanadium conteneurisée de 1 MW / 4 MWh sur le campus de Schweitzer Engineering Laboratories à Pullman, Washington, propriété d'Avista Utilities et fabriquée par UniEnergy Technologies; photographiée par UniEnergy Technologies via Wikimedia Commons, sous licence CC BY-SA 4.0, recadrée en 16:9.