Réparer le réseau électrique

Le stockage d'énergie à grande échelle est crucial pour notre avenir énergétique : l'Electric Power Research Institute, le principal consortium de R&D de l'industrie des services publics aux États-Unis, affirme que le stockage permettrait l'utilisation généralisée de l'énergie renouvelable et rendrait le réseau plus fiable et efficace. Annonces récentes du géant des services publics Énergie électrique américaine (AEP), basée à Columbus, OH, suggèrent que les technologies de stockage en réseau sont enfin prêtes pour un déploiement commercial aux États-Unis. Le mois dernier, AEP a commandé trois systèmes de batteries de plusieurs mégawatts et s'est fixé comme objectif d'avoir 25 mégawatts de stockage en place d'ici 2010, et 40 fois plus d'ici 2020.

C'était un rêve il y a quatre ou cinq ans ; c'est maintenant le cas, déclare Ali Nourai, expert en stockage d'énergie de l'AEP.

Le système AEP utilise une batterie sodium-soufre de la taille d'un bus à deux étages (voir ci-dessous), ainsi qu'une électronique de puissance pour gérer le flux d'alimentation CA entrant et sortant de la batterie CC. Bien que nouveau aux États-Unis, le système a été utilisé à l'échelle du mégawatt au Japon depuis le début des années 1990 ; la batterie a été produite par Isolateurs NGK de Nagoya, Japon.

Chargement de Charleston : Le service public American Electric Power (AEP) a déployé cette énorme batterie sodium-soufre dans le cadre d'un projet de démonstration à Charleston, WV. La batterie fournit 1,2 mégawatt de puissance jusqu'à sept heures, allégeant la pression sur une sous-station surchargée. Le fonctionnement sans problème depuis l'installation l'année dernière a convaincu AEP qu'une telle technologie de stockage d'énergie est prête pour un service actif.
Crédit : AEP

Nourai dit qu'AEP et d'autres services publics américains ont gagné en confiance dans l'économie et la fiabilité du stockage grâce à un projet de démonstration à Charleston, WV, où AEP a installé un grand système de batterie en juin 2006. À Charleston, la demande de pointe en été et en hiver avait surchargé transformateurs dans les sous-stations locales, provoquant des pannes d'électricité. La reconstruction des sous-stations pour recevoir plus d'électricité aurait pu prendre jusqu'à trois ans. Au lieu de cela, AEP n'a passé que neuf mois à installer un système de batterie qui se charge lorsque la demande d'électricité est faible et peut fournir jusqu'à 1,2 mégawatt pendant sept heures lorsque la demande atteint son maximum.

Deux des nouveaux projets d'AEP sont des systèmes de batterie légèrement plus gros de deux mégawatts et sept heures conçus pour fournir des solutions rapides similaires dans les zones ayant des problèmes de fiabilité de l'alimentation. Une batterie à Milton, WV, par exemple, fournira de l'électricité de secours pour les clients dans les zones sujettes aux pannes d'électricité à cause d'une ligne électrique faible. En cas de panne d'électricité, la batterie ramassera autant de personnes que possible et continuera à les alimenter, explique Nourai. Ils ne sauront même pas qu'il y a eu une panne d'électricité. La batterie retardera de cinq à six ans l'ajout par Milton d'une nouvelle sous-station et d'une ligne de transport à haute tension.

Lorsqu'AEP décide d'apporter des améliorations plus permanentes aux sous-stations ou achève la construction d'une nouvelle ligne électrique - un processus qui peut prendre cinq ou six ans - il déplacera simplement la batterie de secours la plus proche vers un autre point d'étranglement. Il peut être soulevé avec un chariot élévateur et chargé sur un camion à plateau, explique Nourai. En une semaine, nous pouvons l'avoir en place et opérationnel sur un autre site de notre système.

Richard Baxter, auteur de Stockage d'énergie : un guide non technique et président d'une conférence tenue la semaine dernière à New York sur l'investissement dans le stockage, déclare que les nouveaux projets d'AEP sont un bon test décisif pour l'industrie. Les technologies de stockage sont en train de devenir un produit viable de niveau commercial, dit Baxter.

L'émergence d'un marché du stockage en réseau attire de nouveaux développeurs de batteries. Ceux-ci inclus Énergie de la luciole de Peoria, Illinois, qui utilise des électrodes nanostructurées à grande surface pour relancer la technologie plomb-acide, et développeur de batteries au lithium Altair Nanotechnologies , basée à Reno, NV. En juin, la multinationale du service public AES accepté d'acheter un nombre indéterminé de batteries Altair ; Le PDG Alan Gotcher a déclaré qu'Altair fournirait un prototype d'un mégawatt en 15 minutes d'ici la fin de l'année.

AEP, quant à lui, explore un rôle potentiellement plus transformateur pour le stockage : transformer la production d'énergie en constante évolution des ressources renouvelables telles que l'énergie éolienne et solaire en une énergie stable et fiable. La société prévoit de connecter son troisième système de batteries de deux mégawatts à un groupe d'éoliennes sur un site encore indéterminé. Nourai dit que l'objectif est de savoir si les batteries peuvent atténuer les fluctuations à court terme du flux d'énergie des turbines. S'ils le peuvent, les services publics devraient être en mesure d'absorber des niveaux plus importants d'énergie éolienne sur leurs réseaux.

Mais Nourai dit qu'AEP veut également déterminer si le stockage de l'énergie éolienne peut augmenter sa valeur. Cela peut arriver de deux manières au moins. L'énergie éolienne produite la nuit pourrait être stockée pour être livrée pendant les heures de pointe de la journée, lorsque le prix de l'électricité monte en flèche. Et si la puissance délivrée par les parcs éoliens était plus prévisible, elle serait plus rentable. Lorsqu'un producteur indépendant tel qu'un exploitant de parc éolien vend à des distributeurs d'électricité, il doit s'engager à fournir une certaine quantité d'électricité à une certaine heure. Bien que les détails varient considérablement selon les différents marchés régionaux et nationaux de l'électricité, les exploitants de parcs éoliens peuvent être pénalisés s'ils ne respectent pas leurs engagements parce que le vent n'a pas soufflé aussi fort que prévu. Les systèmes qui stockent une fraction de la production d'un parc éolien lorsque le vent souffle peut éliminer la plupart de ce risque.

Nourai note que les services publics japonais installent déjà des technologies de stockage d'énergie pour rendre l'énergie éolienne plus fiable et plus rentable, grâce à des incitations gouvernementales qui couvrent un tiers du coût du système de stockage, et à l'écart plus important entre les prix de l'électricité de jour et de nuit au Japon. . Nourai pense que NGK, qui peut actuellement produire 90 mégawatts de systèmes de batteries sodium-soufre par an, envisage de construire une deuxième usine pour répondre à la demande qui en résulte. Pendant ce temps, un étudier complété cette année par Énergie durable Irlande , l'agence irlandaise de politique énergétique, a conclu que les projets de stockage en différé pourraient déjà être rentables en Europe.

Cependant, un groupe d'experts réuni par l'Electric Power Research Institute l'année dernière a estimé que les coûts de stockage devaient baisser en dessous de 150 $ par kilowattheure pour rendre ce décalage temporel économiquement attractif aux États-Unis ; une rapport publié par l'institut ce printemps, estime que les systèmes utilisant les batteries sodium-soufre de NGK coûtent entre 300 et 500 dollars par kilowattheure. Cette différence de coût a récemment alimenté l'intérêt pour les centrales solaires thermiques qui captent l'énergie renouvelable sous forme de chaleur, qui est plus facile à stocker que l'électricité. (Voir Stockage efficace de l'énergie solaire .)

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