Comme le mix de sources d'énergie alimentant les foyers énergivores, les entreprises et l'industrie intègrent davantage d'énergies renouvelables comme l'éolien et le solaire, la société doit savoir vers qui se tourner lorsque le vent et le soleil s'éteignent. Que faudra-t-il pour que des sources plus vertes rejoignent non seulement les combustibles fossiles sur le réseau électrique américain, mais finalement pour les déplacer ?

En février 2019, Los Angeles a annoncé son intention de supprimer progressivement trois centrales électriques au gaz naturel d'ici 2029 et de les remplacer par une combinaison d'énergie renouvelable et de stockage par batterie. Quelques mois plus tôt, le service public californien Pacific Gas &Electric a obtenu l'approbation réglementaire pour des plans similaires. Il espérait remplacer un trio d'usines de gaz naturel par des systèmes de stockage de batteries à l'échelle industrielle, y compris un projet de 730 mégawattheures qui sera conçu et construit par la société de voitures électriques Tesla Motors. En comparaison, les deux petites centrales dont la retraite est prévue dans le plan de PG&E peuvent générer jusqu'à 47,6 mégawatts d'électricité en cas de besoin, tandis qu'une plus grande usine de gaz naturel dans le projet peut produire jusqu'à 606 mégawatts.

L'idée derrière les deux plans est que la nature capricieuse de l'énergie solaire et éolienne crée un problème pour les opérateurs qui doivent faire correspondre à tout moment la quantité d'approvisionnement énergétique à la quantité de demande. Les technologies de stockage, y compris les batteries, offrent un moyen de maintenir l'équilibre offre-demande en prélevant de l'électricité du réseau lorsque les énergies renouvelables sont abondantes et en la renvoyant lorsque la demande augmente ou que la production des énergies renouvelables est insuffisante.

Les plans de Los Angeles et de PG&E comportent tous deux des facteurs inhabituels. Mais tout de même, ils peuvent offrir des aperçus d'un avenir dans lequel le stockage de batteries à grande échelle contribuera à ouvrir la voie au type de bouquet énergétique qu'exige un nombre croissant d'États. La Californie a exigé l'année dernière que toute son électricité provienne de sources à zéro émission d'ici 2045. Et une législation sur l'électricité propre est sur la table cette année dans des États comme le Minnesota, Nouveau Mexique, New York, et l'État de Washington. En Californie, les régulateurs exigent également que PG&E et les deux autres services publics appartenant à des investisseurs fournissent au moins 1,3 gigawatt de capacité de stockage d'énergie pour le réseau de l'État d'ici 2020.

Pourtant, les batteries sont confrontées à des obstacles importants si elles doivent aider les énergies renouvelables à remplacer les combustibles fossiles. Ici, Simona Onori, professeur assistant en ingénierie des ressources énergétiques à l'École de la Terre, Sciences de l'énergie et de l'environnement (Stanford Earth), et Frank Wolak, qui dirige le programme de l'Institut Freeman Spogli sur l'énergie et le développement durable, discuter de certaines des promesses et des pièges du déploiement de batteries pour le stockage en réseau, ainsi que des alternatives viables.

Du point de vue des performances, quels types de batteries sont les mieux adaptés au travail de stockage d'énergie pour le réseau ?

Simona Onori :Par rapport aux autres technologies de batterie, Les batteries lithium-ion sont légères et compactes avec une capacité de stockage élevée pour leur taille. Ils sont plus résistants aux dommages causés par les décharges excessives et les températures extrêmes, ils ont une durée de vie utile plus longue et ils peuvent cycler plus de fois sans perte significative de capacité. Les systèmes de stockage d'énergie au lithium-ion nécessitent peu d'entretien et peu de pièces de rechange et les batteries ont une structure modulaire qui se prête à des applications à grande échelle sur le réseau.

Regarder vers l'avant, les améliorations apportées aux batteries redox ou à flux en font une option de plus en plus prometteuse pour les applications stationnaires. Une technologie de stockage d'énergie électrique connue sous le nom de supercondensateurs ou de condensateurs à double couche peut également offrir des avantages importants pour le réseau, surtout s'il est utilisé dans une configuration hybride avec d'autres appareils comme les batteries lithium-ion. Avec cette configuration, des supercondensateurs seraient utilisés pour réguler la fréquence, grâce à leurs temps de réponse rapides, tandis que les batteries fourniraient de l'énergie lorsque la demande atteint un pic. La faisabilité de cette solution n'a pas encore été pleinement explorée, mais c'est quelque chose que nous recherchons dans notre laboratoire.

Que sait-on de la façon dont les batteries lithium-ion supporteront le stress et les exigences du stockage pour le réseau ?

Onori :Les performances et la durée de vie utile de toute batterie dépendront strictement de la façon dont la batterie est utilisée. Plus une batterie est sollicitée - sous des températures extrêmes, par exemple, moins il fonctionnera et plus sa durée de vie sera courte. Ils ont besoin d'un système de gestion de batterie robuste qui leur permet de fonctionner dans les limites de leur température idéale.

Les facteurs de stress de la batterie sont généralement résumés dans ce que nous appelons un cycle de service. Nous avons une très solide connaissance des cycles de service dans les voitures, mais on ne sait pas grand-chose sur les cycles d'utilisation des batteries pour le réseau, principalement en raison du manque de données de terrain. Comme de plus en plus de batteries sont utilisées dans les applications de réseau, davantage de données seront collectées qui pourront éventuellement aider à construire des modèles précis.

Quelles sont les alternatives les plus viables aux batteries lorsqu'il s'agit de stocker de l'énergie pour le réseau ?

Frank Wolak :Historiquement, la forme la plus rentable de stockage à l'échelle du réseau a été une centrale hydroélectrique à stockage par pompage, où l'eau est pompée en amont lorsque les prix sont bas, puis descend dans une turbine pour produire de l'électricité lorsque les prix sont élevés.

Les inquiétudes des groupes environnementaux et le manque de sources de revenus fiables ont empêché le développement de nouvelles unités de stockage par pompage sur de nombreux sites attrayants en Californie. En outre, parce que le stockage pompé repose sur certaines caractéristiques géographiques, tels que les réservoirs qui sont proches en distance mais éloignés les uns des autres en altitude, il ne peut pas nécessairement être situé là où il pourrait être le plus utile pour maintenir un approvisionnement fiable en électricité.

Le stockage sur batterie peut-il offrir une alternative moins chère aux centrales électriques au gaz ?

Wolak :les investissements dans le stockage ont une pente raide à gravir par rapport aux unités de production au gaz naturel existantes, qui produisent souvent de l'électricité à un prix de marché supérieur au coût marginal de production de l'unité de production, qui fournit des revenus nets pour récupérer le coût fixe de ces unités de production.

L'économie du stockage pourrait évoluer à l'avenir en faveur des batteries, mais le meilleur espoir de stockage à court terme est un prix élevé des émissions de gaz à effet de serre qui rend plus coûteux l'exploitation des centrales au gaz naturel lorsque les énergies renouvelables ne sont pas disponibles.

Le stockage d'énergie n'est pas le seul moyen de faire face aux baisses de production d'énergie renouvelable. Quelles sont les alternatives prometteuses ?

Wolak :Nous pourrions déplacer l'utilisation de l'énergie vers des périodes de production d'énergie renouvelable importante. Dans la forme standard de ces programmes, les participants décident de la quantité d'électricité à consommer chaque heure en fonction des prix de détail qui varient avec le prix de gros horaire.

En Californie, il est plus courant que les fournisseurs vendent des réductions de la demande. Dans le cadre de ces régimes, si les participants sont en mesure de réduire leur demande en dessous d'un certain niveau de référence, un service public les paiera pour cette réduction au même taux que s'ils fournissaient de l'énergie supplémentaire.