Le stockage de l’énergie à air liquide à la loupe

Un groupe de scientifiques de l’Université de Birmingham au Royaume-Uni et de l’Université de Melbourne en Australie a étudié, dans le cadre d’une recherche approfondie, le potentiel du stockage de l’énergie à air liquide (LAES), qui a jusqu’à présent été développé pour le stockage de l’énergie à grande échelle, et qui a été principalement mis au point par le spécialiste britannique Highview Power.

La société s’apprête actuellement à déployer la technologie LAES dans plusieurs endroits, notamment un système de 400 MWh aux États-Unis, un projet de 250 MWh au Royaume-Uni et une installation de 300 MWh en Espagne. « Le système LAES a actuellement un niveau de maturité technologique (TRL) de 8 », a déclaré Adriano Sciacovelli, coauteur de la recherche, à pv magazine. Le TRL mesure la maturité des composants technologiques d’un système et est basé sur une échelle de 1 à 9, 9 correspondant aux technologies matures pour une application commerciale complète.

Basse température

La technologie est décrite par le groupe de recherche comme un concept où l’électricité est stockée sous forme d’air ou d’azote liquide à des températures cryogéniques – inférieures à -150 degrés Celsius. Elle se charge en utilisant l’excès d’électricité pour alimenter la compression et la liquéfaction de l’air qui est ensuite stocké sous forme liquide à des températures proches de -196 degrés Celsius. Pour se décharger, l’air liquide se réchauffe et devient un gaz sous pression qui actionne une turbine pour produire de l’électricité.

Ce système a été conçu pour des applications à l’échelle des services publics et pour une puissance allant de 5 MW à 100 MW. « Par rapport au stockage par pompage hydraulique qui repose sur le même concept de base, le stockage d’énergie cryogénique présente l’avantage d’être une technologie qui peut être produite par une industrie établie et sans matériau coûteux ou rare », a souligné M. Sciacovelli. « En outre, cela ne pose pas de problèmes de dégradation, et il n’est pas nécessaire de disposer de sites spécifiques ou des conditions orographiques requises pour le pompage hydraulique, ou encore d’une cavité souterraine, comme pour le stockage de l’air comprimé ». Comparé à ces technologies de stockage, le

LAES présente toutefois l’inconvénient d’une efficacité de cycle plus faible, tant pour la charge que pour la décharge, qui est proche de 60 %. L’efficacité du cycle peut néanmoins être augmentée par l’intégration et la colocalisation du LAES avec des processus voisins, p. ex. des terminaux de gaz naturel liquéfié (GNL).

Chaleur de récupération

Un système LAES produit des flux chauds et froids pendant son fonctionnement, à la fois pendant la compression de l’air pour le chargement et l’évaporation pour le déchargement, et ces flux peuvent être utilisés pour améliorer l’efficacité du système, ou dans plusieurs processus industriels. « Actuellement, tous les projets existants sont développés pour soutenir le réseau, mais les objectifs de décarbonisation pousseront probablement cette technologie à se rapprocher des processus industriels qui gaspillent beaucoup de chaleur », a déclaré M. Sciacovelli.

L’emplacement idéal du stockage cryogénique se situe au niveau d’un nœud de réseau avec une part élevée d’énergies renouvelables ou d’un parc industriel qui gaspille beaucoup de chaleur. « Le stockage cryogénique n’est pas directement en concurrence avec les batteries lithium-ion, car il permet un stockage de plus longue durée, de plus de 10 heures », a ajouté Sciacovelli. « En revanche, lorsque le stockage lithium-ion est nécessaire pour plus de quatre à six heures, la bancabilité continue actuellement de poser problème. »

Bancabilité

En termes de coûts, le groupe de recherche a estimé qu’un système LAES peut être construit pour 300 à 600 euros par kilowattheure. « Le retour sur investissement est estimé à environ 20 ans pour un système autonome sans intégration avec une installation industrielle pour l’utilisation de la chaleur excédentaire », a déclaré Andrea Vecchi, coauteur de la recherche, à pv magazine. « Un emplacement idéal dans un parc industriel peut toutefois réduire considérablement ce délai. »

Tous les projets existants ont été définis par l’équipe de recherche comme bancables, bien qu’ils aient souligné que ces analyses de rentabilité positives sont favorisées par certaines conditions, notamment une structure de prix déterminée sur le marché de l’énergie et la présence d’un réseau incapable de supporter des niveaux élevés de pénétration des énergies renouvelables. « Les systèmes LAES sont, jusqu’à présent, conçus comme des actifs stratégiques pour le réseau électrique », a précisé M. Vecchi. « Ils peuvent fournir non seulement l’équilibrage du réseau mais aussi plusieurs services de réseau. »

En outre, le scientifique a ajouté qu’en raison de la densité énergétique élevée de l’air liquide, le stockage cryogénique occupe moins d’espace que l’air comprimé ou l’hydroélectricité pompée. « Nous estimons que ces systèmes peuvent être plus petits d’au moins un ordre de grandeur », a-t-il déclaré. Vous trouverez plus de détails sur cette recherche dans l’article Liquid air energy storage (LAES): a review on technology state-of-the-art, integration pathways and future perspectives, publié dans Advances in Applied Energy.

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