Parmi les techniques de stockage de l’électricité, celle par l’énergie de l’air compressé (Compressed Air Energy Storage, ou CAES en anglais) n’est pas la plus connue ni la plus utilisée, mais elle présente des atouts, notamment d’importantes puissances de stockage. Si elle demeure techniquement complexe à mettre en place, la multiplication des projets dans le monde prouve qu’elle est en train de reprendre son essor. Présentation et perspective.

90 millions d’euros : dans le plan de financement présenté en février 2017 par l’Union Européenne, soutenant 18 infrastructures pour 444 millions d’euros, le projet doté de la subvention la plus importante est situé en Irlande du Nord, près de Larne. Le sous-sol de la péninsule d’Islandmagee recèle de nombreuses cavernes naturelles, formées par les gisements de sable géologique.

En Irlande, un CAES garantissant 8 heures d’électricité pour 200 000 foyers

Gaelectric, une société irlandaise, va y construire un système de stockage de l’électricité par accumulation d’air comprimé (Compressed Air Energy Storage, ou CAES en anglais), pour une puissance de 300 MW sur une période de huit heures maximum, assurant de l’électricité pour environ 200 000 foyers.

L’équipement sera associé à une grande ferme éolienne, ce système de stockage pourra répondre à l’intermittence de cette énergie. Après une première aide de 15 millions d’euros, ce projet sera donc largement soutenu par l’Union Européenne, qui y voit un test grandeur nature du stockage CAES : en cas de réussite, de nombreux projets pourraient voir le jour, à travers toute l’Europe, mis en chantier, entre autre, par Gaelectric.

Principe de fonctionnement du CAES

Mais si le stockage CAES nécessite une caverne ou une cavité, comment fonctionne-t-il pratiquement ? Le principe repose sur l’élasticité de l’air : l’énergie que l’on veut stocker est utilisée pour comprimer l’air, à très haute pression (100 à 300 bars), par des compresseurs, qui est ensuite stocké, comprimé, dans un réservoir d’une taille conséquente (plusieurs centaines de milliers de mètres cube), le plus souvent une cavité naturelle. Pour récupérer l’énergie, il suffit de détendre l’air compressé dans une turbine qui entraîne un alternateur.

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Ce système peut ainsi stocker des quantités importantes d’électricité, il existe de façon opérationnelle depuis la fin des années 1970, mais ne s’est pas imposé pour l’instant en raison de sa complexité et de son rendement trop faible.

Seuls deux sites sont opérationnels, mais depuis plus de 35 ans

Deux sites sont opérationnels depuis longtemps, celui d’Huntorf, en Allemagne, depuis 1978, et celui de McIntosh, en Alabama, aux Etats-Unis, depuis 1991. Tous deux utilisent des cavités salines pour stocker l’air et sont liés à une centrale à gaz.

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Ces deux centrales sont dites « non adiabatiques », en ce sens qu’elles dégagent de la chaleur pendant la compression de l’air qui est utilisée pour produire immédiatement de l’énergie mais qui n’est pas stocké (un processus est dit adiabatique lorsque les deux systèmes qui le composent n’échangent pas de chaleur entre eux).

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L’énergie nécessaire à décompresser l’air est produite par du gaz. Ces deux centrales, encore fonctionnelles, offrent un rendement maximale de l’ordre de 50%, mais qui est bien souvent nettement inférieur.

Développer le CAES « adiabatique » pour l’imposer à grande échelle

Cette technique « non adiabatique » est difficilement applicable avec des énergies renouvelables, car elle nécessite un combustible pour détendre l’air, et occasionne des pertes de chaleur importante au moment de la compression. Pour s’imposer comme une solution d’avenir et s’adapter aux énergies renouvelables, le CAES doit être « adiabatique », c’est à dire que la chaleur utilisée pour comprimer l’air peut être elle aussi stockée, afin de la réutiliser pour décompresser l’air.

En fonction des techniques de stockage, le rendement pourrait grimper jusqu’à 70%. Ce qui inférieur à une batterie Lithium-Ion, mais offre une puissance stockée autrement plus forte. Les spécialistes estiment ces systèmes rentables à partir de 60%.

Limites et échecs techniques de cette solution

Pour autant, la mise en œuvre de stockage CAES adiabatique s’est heurtée à de nombreux échecs. Longtemps cité en exemple comme premier prototype de ce genre, le projet ADELE, en Allemagne, a poussé des expérimentation sur des techniques de stockage de la chaleur dans des cavités, mais ces cavités fondaient systématiquement face aux températures extrêmes atteintes. Censé être opérationnel en 2016, le projet a fini par être abandonné.

Du coté des Etats-Unis trois projets adiabatiques ont été mis en chantier depuis 1999 ; et malgré des financement à hauteur de 250 millions de dollars, les problèmes techniques se sont succédé, tous liés au stockage de la chaleur induite par la compression de l’air – et seul le démonstrateur de Gaines, au Texas, est opérationnel pour une puissance stockée de seulement 2 MW.

Une solution d’avenir au Royaume-Uni ?

Le projet développé par Storelectrics, dans le Cheshire, au Royaume-Uni, est peut-être la solution pour mettre en place le CAES à grande échelle. Lancé cette année, ce stockage viendra en soutien d’une double centrale d’énergies 100% renouvelables combinant solaire et éolien, l’une de 40 MW, ayant vocation à tester les solutions techniques, l’autre de 500 MW pour mettre en pratique les enseignements de la première. Au bout du compte, si le projet abouti, il s’agira du plan grand espace de stockage CAES au monde.

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Les ingénieurs de Storelectrics font preuve de modesties en affirmant qu’ils ne veulent pas réinventer l’eau chaude, et qu’ils vont s’appuyer sur ce qui marche bien depuis des décennies dans les centrales de Huntorf et de McIntosh, en trouvant des moyens de l’améliorer pour augmenter les rendements. Leur idée est de mettre en place une centrale s’appuyant à la fois sur du non adiabatique et sur de l’adiabatique.

Hybridation

En pratique, le système de stockage utilisera une double technologie, et pourra basculer de l’une à l’autre. La première est une mise à jour de celle des centrales non adiabatiques existantes, en remplaçant le gaz naturel par du méthane et en améliorant les techniques de décompression de l’air, afin d’offrir un rendement entre 60 et 70% – tout en réduisant considérablement les émissions de CO2 de la centrale par rapport à Huntorf ou McIntosh.

Le second système est une technique adiabatique consistant à stocker la chaleur produite pour compresser l’air afin de la réutiliser ; la technique envisagé est celle d’un stockage dans un fluide, comme de l’huile chaude. Mais l’idée est que si cette seconde méthode, plus verte et plus durable, échoue, la centrale pourra utiliser la première, qui a fait ses preuves.

Une relance mondiale du CAES ?

De son coté, la future unité de stockage de Larne annonce une innovation clé dans la technique de stockage de la chaleur, sans pour l’instant rentrer dans les détails, mais, les travaux ayant démarré, la centrale devrait utiliser elle aussi une technique hybride pour ne pas dépendre de la réussite de cette nouvelle technique de stockage de chaleur.

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En tous les cas, les yeux seront braqués sur ces deux projets dans les années à venir, car une réussite pourrait relancer cette technique de stockage, ce que les expérimentations allemandes et américaines ont pour l’heure échoué à faire.

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