Qu'est-ce que le stockage d'énergie à l'échelle du réseau ?

En février 2021, j'étais en communication avec un opérateur de stockage au Texas lorsque les prix de gros de l'électricité ont atteint 9 000 $ par mégawatt-heure. Neuf mille dollars. Pour le contexte, les prix normaux oscillent autour de 30 $-50. Son système de batterie imprimait de l'argent – se déchargeant dans le réseau pendant la tempête hivernale d'Uri tandis que les usines de gaz naturel gelaient. "C'est pour cela que nous l'avons construit", a-t-il déclaré, mais sa voix avait ce côté tranchant. Presque justifié. Comme s'il avait attendu des années pour prouver aux sceptiques qu'ils avaient tort.

Ce moment - de voir les prix grimper sur les écrans de négociation tandis que les canalisations éclataient à travers l'État - a cristallisé quelque chose qui me tournait depuis un moment. Le stockage à l'échelle du réseau-n'est plus vraiment une question de technologie. Il s’agit de savoir si nous sommes prêts à admettre que la façon dont nous gérons les réseaux électriques depuis un siècle ne fonctionne plus.

Revenons en arrière. 2000 : 2001, la Californie a connu des pannes d'électricité répétées. Pas une ou deux fois - des dizaines de fois. Les gens ont perdu l’électricité, les feux de circulation se sont éteints, les hôpitaux sont passés aux générateurs. Les enquêtes officielles ont imputé la manipulation du marché à Enron, ce qui est vrai, mais ce n'est pas tout. Le vrai problème était plus profond. Le réseau californien a été conçu autour de centrales à combustibles fossiles que vous pouviez contrôler. Besoin de plus de puissance ? Brûlez plus de gaz. La demande baisse ? Réduisez les gaz. Simple.

Sauf que cela a cessé d’être simple à partir du moment où la production renouvelable a commencé à avoir de l’importance. Et je ne parle pas des panneaux solaires symboliques installés par un service public dans les années 90 pour les relations publiques. Une réelle capacité. Gigawatts.

J'étais à une conférence à San Diego - ça devait être en 2014 ou 2015 - où un ingénieur ISO californien a montré ce qu'ils appellent la « courbe du canard ». La pièce est devenue silencieuse. Le graphique montre que la charge nette (demande totale moins l’énergie solaire) chute à midi lorsque l’énergie solaire atteint son apogée, puis augmente au coucher du soleil. Ce taux de rampe - passant du minimum au maximum en peut-être 3 heures - a brisé le fonctionnement du réseau. Il faudrait laisser les usines à gaz tourner en veille tout l'après-midi juste pour gérer la surtension du soir. Cher, inefficace et fondamentalement stupide.

Un gars à l'arrière a demandé : « Ne pouvons-nous pas simplement réduire l'énergie solaire ? » L'ingénieur fit une pause. "Nous pourrions. Ou nous pourrions trouver un espace de stockage."

Stockage. Droite.

Barre latérale rapide -qu'est-ce que le stockage à l'échelle de la grille- ? Demandez à cinq personnes, obtenez six réponses. Le consensus est vague sur tout ce qui dépasse 1 mégawatt, mais j'ai assisté à des panels de conférences où les gens en ont discuté pendant vingt minutes. L’application compte-t-elle plus que la capacité ? Si vous disposez de 500 kilowatts pour alimenter une sous-station critique, est-ce que cela compte ?

Il y a maintenant une installation en Californie à - Moss Landing, je pense - qui fait plus de 400 MW. Peut-être 450. Peut-être 420. Le fait est que regrouper cela avec un projet de 1 MW semble erroné, mais l'industrie n'a pas encore trouvé de meilleure terminologie. Nous parlons de stockage qui affecte réellement le fonctionnement du réseau. Pas le Tesla Powerwall de votre voisin.

Voici ce qui est drôle. Tout le monde parle désormais de batteries, mais l’hydroélectricité pompée domine toujours la capacité de stockage mondiale. Même pas proche. Pompez l’eau vers le haut lorsque l’électricité est bon marché, laissez-la refluer dans les turbines lorsque les prix montent en flèche. Le comté de Bath, en Virginie, le fait depuis 1985. Plus de 3 000 MW. L'efficacité est correcte - 70-80 % aller-retour - et le "carburant" est de l'eau que vous réutilisez indéfiniment.

Le problème est la géographie. Il faut des montagnes, des sites de réservoirs adaptés, des endroits où la construction de barrages n'inondera rien de ce qui intéresse les gens. La plupart des bons sites américains ont été développés au début des années 90. De nouvelles propositions font parfois surface, mais l'obtention des permis prend tellement de temps que les développeurs abandonnent généralement. Il y a un projet dans le Montana qui est en préparation depuis environ 15 ans. Toujours pas construit.

L’air comprimé existe aussi, mais à peine. Deux usines dans le monde : Huntorf en Allemagne (1978) et McIntosh, Alabama (1991). C'est ça. La technologie fonctionne bien - pompe l'air dans des cavernes souterraines, le libère via des turbines plus tard - mais vous avez besoin d'une géologie spécifique. Dômes de sel ou réservoirs de gaz épuisés avec les bonnes propriétés. Les deux centrales existantes brûlent du gaz naturel pendant leur expansion, ce qui limite les avantages environnementaux. Les nouvelles conceptions « adiabatiques » prétendent pouvoir éliminer la combustion du gaz. Aucun n’a atteint une échelle commerciale.

Donc des piles. Aujourd’hui, tout le monde est enthousiasmé par les batteries, mais cela n’a pas toujours été le cas. Les coûts étaient prohibitifs jusqu'en 2012-2015 peut-être. Il y a eu une petite installation au parc éolien de Notree en Australie en 2012, une preuve de concept plus qu'une économie viable.

Ensuite, Tesla a construit Hornsdale. 2017, en Australie-Méridionale, avec une capacité de 100 MW/129 MWh. Elon a fait le pari sur Twitter de le construire en 100 jours - Elon typique - et ils l'ont fait en 63 jours environ. Les gens se sont concentrés sur la vitesse de construction, mais la véritable histoire était la performance. La batterie a gagné de l’argent bien plus rapidement que prévu grâce aux services de régulation de fréquence.

En fait, j'ai visité un centre de contrôle du réseau à l'extérieur d'Adélaïde, peut-être 6 mois après la mise en service de Hornsdale. Les ingénieurs en parlaient encore. Un gars m'a montré des diagrammes de réponse en fréquence. Lorsque la fréquence du réseau s'écartait de 50 Hz, la batterie corrigeait en quelques millisecondes. Les générateurs conventionnels prenaient quelques secondes car vous faites littéralement tourner des turbines. "C'est comme comparer une voiture de sport à un train de marchandises", a-t-il déclaré.

Ce temps de réponse en millisecondes est extrêmement important pour certains services de réseau. Une fois que les services publics ont réalisé que les batteries pouvaient faire des choses que la génération conventionnelle ne pouvait physiquement pas faire, les attitudes ont rapidement changé. En un an, vous avez commencé à voir beaucoup plus d’annonces de projets.

La situation de la chimie est plus compliquée que ne le suggèrent les publications spécialisées. Le "lithium-ion" n'est pas une chose. Plusieurs produits chimiques sont regroupés. Pour les applications de réseau, le phosphate de fer et de lithium a largement gagné. LFP, LiFePO4,batterie au lithium-ion phosphate- noms différents selon celui qui le commercialise.

Cette chimie représente désormais peut-être 60-65 % des nouvelles installations américaines et européennes. Les chiffres varient en fonction de qui compte et de ce qu'ils incluent. La raison est pratique : le LFP gère mieux les cycles de charge-décharge que des alternatives comme le NMC (nickel manganèse cobalt). Réduisez également le risque d'incendie, ce qui est important lorsque vous empilez des conteneurs d'expédition remplis de batteries dans des zones résidentielles. Nous reviendrons sur les incendies plus tard.

La densité énergétique est inférieure à celle du NMC mais pour le stockage stationnaire, cela n'a pas d'importance. Vous ne le placez pas sous les sièges de voiture. Empilez les conteneurs jusqu'à ce que vous atteigniez les objectifs de capacité.

Les batteries Flow continuent d’être couvertes. Les systèmes redox au vanadium séparent le stockage d’énergie (taille du réservoir) de l’alimentation (taille de la pile). Installation de Dalian en Chine, mise en service en 2022, 100 MW / 400 MWh, actuellement la plus grande. Les coûts sont plus élevés que ceux du lithium, mais la durée de vie peut dépasser 20 000 cycles sans dégradation majeure.

En théorie, cela est important pour les services publics qui planifient des opérations sur 20+ années. En pratique, les coûts du lithium baissent plus rapidement que les batteries à flux ne comblent l’écart. Les batteries à flux sont « sur le point de percer » depuis au moins une décennie. Cela commence à ressembler à de l’énergie de fusion.

L’Allemagne a résolu le problème du stockage à ses dépens. Vers 2011-2012, ils ont soudainement pu disposer de gigawatts d’énergie solaire sur les toits grâce à leur campagne Energiewende. Midi aux beaux jours, la génération a augmenté. Des nuages roulaient, lâchant des gigawatts. Rapide.

Les opérateurs de réseau qui avaient passé toute leur carrière à gérer des courbes de demande prévisibles étaient désormais confrontés à des courbes d'offre qui évoluaient plus rapidement qu'ils ne pouvaient réagir. Changement de paradigme complet. Un opérateur à qui j'ai parlé lors d'une conférence à Berlin - c'était peut-être en 2016 - a déclaré que la première fois qu'il avait vu la production chuter de 5 GW en 20 minutes, il pensait que son système de surveillance était en panne.

Le vent fait des choses similaires mais à des échelles de temps différentes. Un système à haute pression-se gare au-dessus des parcs éoliens et la production tombe à presque rien. Il y reste des jours. Vous ne pouvez pas appeler un parc éolien à 18 heures et lui dire de générer davantage parce que les gens sont à la maison en train de préparer le dîner. Cela ne fonctionne pas de cette façon.

Le temps de réponse est critique pour certaines applications. L'ISO de Californie exige que les services de régulation de fréquence atteignent leur pleine puissance dans les 10 minutes. Cela peut prendre 8 minutes, je devrais vérifier les spécifications. Certains services nécessitent une réponse inférieure à-seconde. Les batteries excellent ici - les réactions électrochimiques sont fondamentalement instantanées du point de vue de l'opérateur de réseau.

L'hydroélectricité pompée a besoin de 10 à 15 secondes pour que le débit d'eau accélère à travers les turbines, plus le fonctionnement des vannes. Cet écart est important pour la régulation de fréquence. Cela n'a pas beaucoup d'importance pour le rasage de pointe où vous déchargez pendant des heures.

L’efficacité détermine si les projets rapportent de l’argent. Mathématiques de base : stockez 100 MWh, récupérez 90 MWh, vous perdez 10 % à chaque cycle. Le lithium atteint 85 à 95 % selon la configuration et la force avec laquelle vous le poussez. Les batteries débitent plutôt 65 à 75 %. Cela semble mineur, mais en circulant quotidiennement pendant 15 ans, ce delta d'efficacité s'élève à des millions de dollars de différence de revenus. Peut-être des dizaines de millions pour des projets plus importants.

La vie cyclique devient compliquée. La plupart des systèmes de réseau au lithium fonctionnent à un état de charge de 20 - 80 % plutôt qu'un cycle complet. Sacrifiez 40 % de la capacité nominale pour doubler ou tripler la durée de vie opérationnelle. L’aspect économique fonctionne car le remplacement des batteries en cours de projet coûte très cher. Mieux vaut surdimensionné au départ.

grid-scale energy storage

L’Inflation Reduction Act de 2022 a véritablement bouleversé les marchés américains. Laissez le stockage autonome bénéficier de 30 % de crédits d’impôt à l’investissement. Avant, le stockage n'était admissible qu'en association avec l'énergie solaire ou éolienne, ce qui était une politique stupide mais c'est ainsi que c'était écrit.

Après l'adoption de l'IRA, les annonces de projets ont afflué. La file d'attente d'interconnexion disposait de 85+ GW de stockage à la mi-2023. Quiconque est familier avec les files d’attente d’interconnexion sait que la plupart des projets ne sont jamais construits. Les taux d'achèvement historiques sont au mieux de 20 à 30 %.

J'étais à une conférence de développeurs à Houston l'année dernière. - un gars d'un des grands fabricants chinois a déclaré qu'il ne pouvait pas répondre à la demande américaine. "Nous ajoutons des lignes de production mais les délais de livraison des équipements sont de 18 mois." Contraintes de la chaîne d’approvisionnement partout.

Le stockage mondial a atteint environ 27-28 GW d'ici 2023, selon la façon dont vous comptez.. 90 % de croissance s'est produite depuis 2018. Les États-Unis ont ajouté 4,8 GW rien qu'en 2022, cela aurait pu être 5,2, je perds ma mémoire. La Californie et le Texas dominent le déploiement pour des raisons complètement différentes. La Californie a des mandats politiques favorisant l’intégration des énergies renouvelables. Le Texas possède le seul marché énergétique d'ERCOT-, ce qui crée une volatilité massive des prix. Les opérateurs de stockage aiment la volatilité – exploitez ces fluctuations de prix.

Les coûts se sont effondrés, passant de plus de 500 $/kWh en 2015 à 150-200 $/kWh d'ici 2023 pour des systèmes complets. Certaines personnes réclament encore moins, mais 150 à 200 $ est ce que j'ai vu pour des projets réels. Échelle de fabrication principalement, concurrence brutale entre les fabricants de cellules chinois et coréens.

Les modèles de revenus varient énormément selon le marché. Texas ERCOT permet au stockage d'enchérir directement sur les marchés de l'énergie. Cet exemple de Winter Storm Uri depuis le début - certains opérateurs ont dégagé 10+ millions de dollars, peut-être 12 millions de dollars, j'ai entendu des chiffres différents. Pas normal cependant.

Les opérations typiques impliquent l’accumulation de flux de revenus : arbitrage énergétique (charge bon marché, décharge coûteuse), paiements de capacité, régulation de fréquence, parfois report de la mise à niveau du transport. Le SGIP de Californie ajoute des incitations initiales, en particulier pour les installations critiques.

Un opérateur m'a dit - officieusement dans un bar lors d'une conférence - que la moitié de ses revenus projetés provenaient de services qui n'existaient pas il y a cinq ans. "Nous inventons cela au fur et à mesure. Les opérateurs de réseau découvrent ce que les batteries peuvent faire en temps réel."

La durée reste la contrainte évidente et frustrante. La plupart des systèmes se déchargent pendant 2-4 heures à la puissance nominale. Parfait pour les pics du soir lorsque le soleil tombe. Complètement inutile pour un stockage de plusieurs jours lors d'événements météorologiques prolongés.

Les technologies à plus long terme continuent d’être annoncées dans de grands communiqués de presse. Air comprimé, systèmes gravitaires, stockage thermique. Le déploiement commercial reste insaisissable. Tout le monde veut un stockage de 8+ heures, certains veulent 12 ou 24 heures. Personne n'a encore compris les aspects économiques à grande échelle.

Il y a littéralement des startups qui soulèvent des blocs de béton avec des grues pour stocker de l'énergie. Cela semble ridicule mais la physique fonctionne. Cependant, aucun n’a évolué. Idem avec le stockage thermique.

La dégradation de la batterie dans des conditions de cyclage réelles continue de surprendre les opérateurs, ce qui me dérange car on pourrait penser que nous l'aurions déjà compris.

Les tests en laboratoire ne prédisent pas bien les performances sur le terrain. Les premières installations - 2018, période 2019 - se sont déroulées de manière plus agressive que prévu, ont raccourci la durée de vie opérationnelle bien plus rapidement que prévu et ont forcé des révisions de réclamations au titre de la garantie. De meilleurs modèles de dégradation existent désormais, mais une incertitude demeure quant aux performances sur 10+ ans, en particulier à mesure que les stratégies de répartition évoluent.

Vous ne pouvez pas tester 15 années de fonctionnement sur un calendrier de développement de 2 ans. C'est impossible. Un ingénieur du NREL m'a dit qu'ils construisaient des modèles probabilistes basés sur des données de terrain limitées. "Nous extrapolons à partir de 5 ans d'exploitation pour prédire 20 ans. C'est une supposition éclairée."

La sécurité incendie n'a pas disparu malgré l'amélioration des normes. L'incendie de McMicken en Arizona - avril 2019 - reste l'incident le plus grave. L'explosion a blessé quatre pompiers, cela aurait pu être catastrophique.

J'ai parlé à l'un des premiers intervenants lors d'une conférence sur la sécurité. Il a déclaré qu'à leur arrivée, les protocoles standard prévoyaient de pulvériser de l'eau sur les incendies de batteries. J'ai commencé à faire ça. Puis ça a explosé. "Personne ne nous a dit que ces choses pourraient s'emballer thermiquement même après que l'incendie se soit éteint."

Cet événement a révélé à quel point l’industrie comprenait mal la propagation de l’emballement thermique dans les systèmes conteneurisés. Nous pensions que nous savions. Il s'avère que nous ne l'avons pas fait. Les normes de test se sont considérablement améliorées par la suite. La norme UL 9540A est devenue la référence de référence.

Mais chaque nouvelle chimie cellulaire doit être évaluée à partir de zéro. Tous les fournisseurs ne suivent pas des pratiques de conception identiques en matière d'espacement des cellules, de refroidissement et d'extinction des incendies. Certains répondent aux exigences minimales du code. D’autres font de la suringénierie. On ne peut pas toujours déterminer à partir du marketing quelle approche un projet utilise. C'est un problème.

L'Australie-Méridionale offre un aperçu d'un avenir à forte-pénétration. Près de 300 MW de stockage répondant à une demande de pointe d'environ 2 000 MW d'ici 2022. Cela représente environ 15 % de la demande de pointe en capacité de stockage. Substantiel.

Fonctionnement du réseau fondamentalement modifié. Mais régime très différent de celui du Texas ou de la Californie où le stockage reste un faible pourcentage de la capacité totale. Pouvez-vous étendre l'approche de l'Australie du Sud à l'ERCOT ? Peut-être, peut-être pas.

J'ai interrogé un opérateur de réseau d'Australie du Sud à ce sujet lors d'une conférence. Sa réponse : "Nous sommes le cas test. S'il échoue ici, au moins nous sommes suffisamment petits pour que l'échec soit contenu." Pas vraiment inspirant-de confiance, mais honnête.

grid-scale energy storage

NREL prévoit quelque chose comme 250+ GW de stockage aux États-Unis d'ici 2050 dans des scénarios à forte énergie renouvelable. Ou était-ce 300 GW ? Il faudrait que je cherche. Que cela se concrétise dépend de nombreux facteurs. Des réductions de coûts continues évidemment. Le soutien politique reste en place, ce qui n’est jamais garanti. Les opérateurs de réseau changent réellement leurs pratiques opérationnelles au lieu de simplement en parler.

Certaines projections d’il y a cinq ans semblent déjà prudentes. Le déploiement a dépassé les prévisions antérieures. Mais d’autres projections pourraient s’avérer extrêmement optimistes si les hypothèses clés ne se vérifient pas ou si quelque chose d’inattendu se produit. Difficile à dire.

De nouvelles substances chimiques continuent d’émerger des laboratoires de recherche. Le sodium-ion promet des coûts de matériaux inférieurs car vous n'utilisez pas de lithium. L'air zinc- revendique une densité plus élevée. D'autres choses que j'oublie probablement. Est-ce que certains remplaceront le lithium-ion pour les applications de réseau ? Probablement pas entièrement, je suppose. Les technologies existantes ont une échelle de fabrication que les nouveaux arrivants ne peuvent pas égaler rapidement. Il faut des années pour construire des usines.

Il est plus probable que différentes chimies trouvent des niches spécifiques basées sur des atouts particuliers. Le marché devient suffisamment diversifié pour prendre en charge de multiples approches, à condition qu'elles atteignent réellement une échelle commerciale et ne restent pas éternellement dans des projets pilotes.

Le stockage a commencé comme une solution d’intermittence renouvelable mais a évolué plus largement. Il s'agit désormais d'un outil de flexibilité du réseau, quelle que soit la source de production. Remplacer les turbines à combustion pour la régulation de fréquence. Différez les mises à niveau coûteuses du transport en gérant la congestion locale. Fournit une fonctionnalité de démarrage noir-pour la restauration du réseau après des pannes majeures.

Ces applications sont importantes, que la pénétration des énergies renouvelables atteigne 80 % ou reste bloquée à 40 % ou peu importe où elle aboutit.

L’économie continue de s’améliorer progressivement. L’échelle de fabrication fait baisser les coûts chaque année. Performances de la batterie - densité énergétique, durée de vie, tout cela - s'améliore également progressivement. La question de savoir si le stockage deviendra une solution de flexibilité dominante ou simplement une option parmi plusieurs (réponse à la demande, transmission améliorée, meilleure prévision) reste ouverte et ne trouvera probablement pas de réponse avant une ou deux décennies.

Ce qui semble clair : les réseaux évoluent de manière fondamentale. Les technologies de stockage - quelles que soient leurs formes - permettent une grande partie de ce changement. Cela semble assez certain.

Retour à cet opérateur du Texas pendant la tempête hivernale Uri. Après que les prix soient revenus à la normale et que la crise soit passée, je lui ai demandé ce qu’il avait appris. Longue pause. "Les batteries peuvent faire le travail. Mais aussi que personne ne sait encore vraiment ce qu'elles font. Nous essayons tous de trouver une solution ensemble."

Ça me semble bien.

L'EIA publie des statistiques mensuelles sur le stockage. Assez fiable mais avec du décalage. Bloomberg NEF fait des perspectives annuelles, nécessite un abonnement coûteux. NREL maintient des bases de données de performances, les données sont en retard sur la réalité de 12 à 18 mois. Toujours utile à des fins académiques.

Wood Mackenzie et des sociétés similaires publient des prévisions. La précision des enregistrements-sur des périodes plus longues a été, disons, mitigée. Ils ont systématiquement sous-estimé les taux de déploiement de 2018 à 2022. C'est drôle avec le recul.

Les publications spécialisées comme Utility Dive et Energy Storage News couvrent assez bien les projets. Tendance cependant à un cadrage optimiste. La moitié des produits annoncés comme étant « à venir » n’atteignent jamais une exploitation commerciale. Prendre avec du sel.

J'ai eu des conversations utiles au fil des ans avec des ingénieurs de California ISO, ERCOT, South Australia Power Networks, ainsi qu'avec des opérateurs lors de diverses conférences (Austin, San Diego, Berlin, Adélaïde). Les éléments les plus informatifs provenaient des conversations dans les bars après la fin des panels officiels.

Données actuelles en 2023 ou début 2024. L’industrie évolue assez rapidement, vous devez vérifier des chiffres spécifiques si vous les utilisez pour quelque chose d’important. Ne vous contentez pas de citer cet article - Je suis une personne sur Internet.