Les centrales à accumulateur d’air comprimé sont des alternatives efficaces pour le stockage d’électricité

En 2050, 20 % des besoins d’électricité de Suisse doivent être couverts par l’énergie solaire. Cependant, selon la météo et la saison, l’électricité solaire est disponible en quantité plus ou moins importante. C’est pourquoi, il est important de pouvoir stocker l’électricité efficacement et en grande quantité. À cet effet, la Suisse dispose avant tout de centrales de pompage-turbinage. Les capacités de stockage de ces dernières ne seront toutefois pas suffisantes si de plus en plus d’électricité est produite à partir de sources d’énergie renouvelables. En outre, l’aménagement des lacs de retenue nécessaires à la création de nouvelles centrales de pompage-turbinage aurait un impact considérable sur la nature et l’environnement.

Le stockage d’électricité dans des accumulateurs d’air comprimé pourrait offrir une alternative. Ici, l’excédent momentané de courant sert à entraîner des compresseurs pour comprimer l’air dans une cavité rocheuse étanche. Cet air comprimé peut ensuite être réutilisé pour entraîner des turbines et générer à nouveau de l’électricité en fonction des besoins.

Stocker de la chaleur de compression

La compression de l’air lors du chargement d’un tel accumulateur génère de la chaleur dite de compression. Sur les accumulateurs d’air comprimé déjà existants, à Huntorf (Allemagne) et à McIntosh (États-Unis), celle-ci est encore inutilisée. Dans ce type d’installations, l’air doit en outre être réchauffé durant la phase de déstockage car, lors de son expansion, il refroidit et pourrait donc générer du givre au niveau des turbines. Il serait ainsi plus efficace de stocker aussi la chaleur de compression, afin de l’utiliser ultérieurement pour réchauffer l’air comprimé avant qu’il n’entraîne les turbines.

Une équipe de projet formée autour de Maurizio Barbato de la « Scuola universitaria professionale della Svizzera italiana » a étudié comment une centrale à accumulateur d’air comprimé pourrait être complétée d’un accumulateur de chaleur et quelle en serait l’efficience. Avec l’aide du « Technology Assessment Group » de l’Institut Paul Scherrer, les chercheuses et chercheurs ont, en outre, calculé les coûts d’une telle centrale.

À partir d’un modèle informatique, l’équipe de recherche a simulé une centrale à accumulateur d’air comprimé avec l’ensemble de ses composants : compresseurs, caverne d’air comprimé, buses de compensation de pression, accumulateur de chaleur et turbines. Les propriétés de ces composants, à savoir la capacité des accumulateurs ou la puissance des turbines, ont été déterminées avec précision par l’équipe de recherche, qui a comparé deux schémas de conception différents.

Différents schémas de conception

Un premier schéma de conception prévoyait un seul et unique accumulateur de chaleur dans une chambre de compression spéciale. La simulation informatique a révélé que cette conception présentait un problème : durant le déstockage de l’accumulateur d’air comprimé, la différence de pression entre la caverne et l’accumulateur de chaleur doit être compensée au moyen d’une buse. Ce processus nécessitant plusieurs heures rendait l’installation inefficace. C’est pourquoi, pour la suite de leurs analyses, les scientifiques ont opté pour un second schéma de conception comprenant deux accumulateurs thermiques, dont l’un se trouve à l’intérieur de la caverne. Les analyses ont démontré que cette configuration ne nécessitait aucun délai d’attente pour la compensation de pression et que la température et la pression dans l’accumulateur thermique varient moins fortement durant les cycles de charge et de décharge, ce qui représente un atout pour l’exploitation de l’installation.

Sur la base de ce second schéma de conception, M. Barbato et son équipe ont ensuite étudié le comportement de l’installation dans le cadre d’une exploitation à long terme. Pour ce faire, ils ont simulé 200 cycles de charge et de décharge sur une durée de 85 jours. Les chercheuses et chercheurs ont par ailleurs simulé des variations sur le réseau électrique, telles qu’elles sont susceptibles de se produire dans la réalité au fil d’une semaine. La centrale électrique à accumulateur d’air comprimé simulée devait en outre réinjecter l’électricité stockée avec une puissance de 100 mégawatts. La simulation a fourni des valeurs chiffrées pour les variations de température et de pression dans les accumulateurs de chaleur et dans la caverne. Ces valeurs sont utiles pour mieux planifier à l’avenir la structure et l’exploitation d’une centrale à accumulateur d’air comprimé.

Haute efficience

Les chercheuses et chercheurs ont en outre pu calculer l’efficience globale d’une installation pilote d’accumulateur d’air comprimé avec récupération de chaleur, qui a été aménagée dans une galerie rocheuse dans le Tessin, dans le cadre du projet conjoint. Pour ce faire, ils ont chiffré l’énergie libérée par les turbines et exploitée par les compresseurs : selon ces calculs, la centrale à accumulateur modélisée affichait une efficience de 75 %.

Grâce à leur modèle détaillé, les chercheuses et chercheurs ont pu chiffrer les coûts d’une centrale électrique à accumulateur d’air comprimé pour une durée de fonctionnement de 60 ans en Suisse. Pour cela, ils ont calculé le prix de l’énergie nécessaire pour charger l’accumulateur d’air comprimé avec l’efficience déterminée pour l’installation et y ont additionné les coûts de construction, d’exploitation et de maintenance. Le coût total du système a ainsi été établi à 139 millions de francs suisses ; les coûts de stockage atteignant quant à eux de 200 à 300 CHF par kilowattheure. L’équipe de recherche a toutefois rappelé que, dans la situation actuelle du marché, le stockage de l’électricité n’est pas rentable. C’est pourquoi, les chercheuses et chercheurs recommandent de subventionner le développement de la technologie de stockage de l’air comprimé. Ainsi, la technologie serait disponible si les énergies renouvelables devaient gagner en importance un jour, ce qui ne manquerait pas de renforcer le rôle et la rentabilité du stockage d’électricité.