Victor Becerra, University of Portsmouth
L’essor de la production d’énergie verte en Grande-Bretagne a un effet secondaire coûteux : le gestionnaire du réseau national d’électricité a dû compenser les exploitants d’éoliennes qui auraient pu produire plus d’électricité propre que le réseau ne pouvait en absorber.
Le coût du paiement des parcs éoliens pour qu’ils s’éteignent temporairement a augmenté de manière significative début 2025, dépassant les 250 millions de livres sterling au cours des deux premiers mois de l’année. Ce chiffre comprend non seulement ces « paiements de contrainte » aux exploitants de parcs éoliens, mais aussi les paiements aux centrales à gaz pour qu’elles se mettent en marche et répondent à la demande dans le sud de l’Angleterre, qui pourrait théoriquement être satisfaite par l’énergie éolienne.
L’énergie éolienne est souvent produite dans des régions éloignées, comme les Highlands écossais, où la demande d’électricité est faible. Pour transmettre cette énergie sur de longues distances vers des zones où la demande est plus forte (principalement dans le sud de l’Angleterre), il faut des lignes électriques, mais celles-ci ont des limites de transmission et il n’y en a pas assez.
La Grande-Bretagne ne pourra exploiter efficacement son potentiel énergétique que si le stockage de l’énergie à l’échelle du réseau suit le rythme de l’expansion des nouveaux parcs éoliens et d’autres formes d’énergie renouvelable intermittente, comme l’énergie solaire.
Les systèmes de batteries à grande échelle, l’hydroélectricité par pompage et d’autres méthodes de stockage pourraient capter l’énergie excédentaire injectée par les parcs éoliens les jours de grand vent et la restituer en cas de besoin. Mais ces options de stockage de l’énergie arrivent-elles assez vite ?
Pourquoi le stockage est-il si important ?
La plupart des consommateurs britanniques ne verront pas de changement significatif dans la manière dont ils utilisent l’électricité avec l’introduction des installations de stockage planifiées, si ce n’est une baisse de la qualité de l’électricité, comme le scintillement ou l’affaiblissement de l’éclairage.
Ces nouvelles installations de stockage d’énergie se présentent sous la forme de rangées de ce qui ressemble à des conteneurs d’expédition, mais qui sont en fait des batteries. Le réseau national (qui dessert l’Angleterre, le Pays de Galles et l’Écosse – l’Irlande du Nord dispose d’un réseau électrique distinct) sera plus à même de répondre rapidement aux variations, même mineures, de l’offre et de la demande d’électricité, ce qui signifie moins de gros titres sur les parcs éoliens réduits à néant.
Le gouvernement britannique vise à construire jusqu’à 27 gigawatts de stockage par batterie d’ici 2030 (en 2023, la capacité des batteries était estimée à environ 5 gigawatts). Des demandes totalisant 59 gigawatts de stockage en batterie se trouvent dans la file d’attente des connexions pour 2030.
Certaines de ces demandes sont spéculatives – introduites pour obtenir des créneaux de connexion et des autorisations, dans l’intention de revendre les droits. Ces connexions ne seront pas nécessairement construites, mais elles contribuent à allonger les délais d’approbation.
En conséquence, l’Ofgem, l’autorité de régulation de l’énergie, a travaillé avec les opérateurs de réseau pour réformer la file d’attente des connexions. Il s’agit notamment de nouvelles règles et d’une meilleure coordination entre les opérateurs de réseaux et les développeurs de projets, ainsi que de mesures incitatives (telles que des frais de connexion moins élevés) pour encourager les développeurs de batteries à s’assurer que leur production peut être ajustée pour tenir compte des contraintes du réseau en cas de besoin.
Un stockage d’énergie important à l’échelle du réseau pourrait contribuer à stabiliser les prix de l’électricité, ce qui permettrait aux ménages d’avoir des factures moins élevées et moins volatiles. Il réduirait également la nécessité d’activer les générateurs de gaz pendant les périodes d’accalmie de l’offre, ce qui diminuerait l’influence du gaz importé coûteux sur les prix de l’électricité.
Options et possibilités
Le stockage de l’énergie renouvelable excédentaire fait appel à toute une série de technologies. Les options de stockage de courte durée, telles que les batteries, peuvent fournir de l’énergie pendant quelques secondes à quelques heures. Le stockage de longue durée, tel que l’hydroélectricité par pompage, peut fournir de l’énergie pendant plusieurs heures, jours ou plus.
L’hydroélectricité pompée est la plus ancienne technologie de stockage de longue durée. Elle consiste à stocker de grandes quantités d’énergie en pompant l’eau dans un réservoir supérieur lorsque l’électricité est abondante, et en la relâchant dans un réservoir inférieur au moyen d’une turbine lorsque cela est nécessaire. Dinorwig dans le nord du Pays de Galles et Cruachan dans l’ouest de l’Écosse sont capables de stocker respectivement 9 et 7 gigawattheures d’énergie.
D’importantes expansions sont prévues, comme le nouveau système d’accumulation par pompage Coire Glas en Écosse. Prévu pour être achevé vers 2030-31, il est conçu pour stocker 30 gigawattheures, ajoutant ainsi de vastes réserves d’énergie au réseau.
La plus grande installation de batteries à l’échelle du réseau britannique, le projet de stockage de Minety, achevé en 2022 dans le Wiltshire, dans le sud de l’Angleterre, est capable d’absorber ou de fournir 150 mégawatts, ce qui équivaut à peu près à la demande d’électricité de 450 000 ménages britanniques.
Tandis que la Grande-Bretagne progresse dans la mise en place de son infrastructure de stockage, d’autres pays augmentent rapidement leurs capacités. La Chine a construit d’immenses stations hydroélectriques de pompage et les États-Unis déploient de très grandes batteries à l’échelle du réseau. L’Allemagne, quant à elle, teste le stockage de l’hydrogène pour absorber l’énergie produite par ses parcs éoliens terrestres.
Nouvelles formes de stockage
Les entreprises du secteur de l’énergie s’efforcent de développer de nouvelles formes de stockage de longue durée. Avec l’hydrogène, le stockage d’air liquide est capable d’assurer un stockage inter-saisonnier. Cela permettrait à l’énergie solaire collectée pendant l’été d’être disponible pendant les mois plus sombres de l’automne et de l’hiver.
Dans les centrales à air liquide, l’électricité excédentaire est utilisée pour refroidir l’air jusqu’à obtenir un liquide qui peut ensuite être stocké dans des réservoirs isolés. Lorsque de l’électricité est nécessaire, l’air liquide est chauffé et retransformé en gaz, qui actionne une turbine et produit de l’électricité. Une centrale à air liquide de 50 mégawatts prévue près de Manchester devrait entrer en service commercial en 2026.
Dans les usines de stockage d’hydrogène, l’électricité excédentaire alimente un électrolyseur qui sépare les molécules d’eau en hydrogène et en oxygène. L’hydrogène est stocké et, lorsque l’électricité est nécessaire, alimente une pile à combustible ou une turbine pour produire de l’électricité. L’installation proposée à Aldbrough, dans l’est du Yorkshire, en est un exemple. Elle devrait être opérationnelle d’ici 2030 et aura une capacité de stockage de 320 gigawattheures. Cette installation utilisera trois cavernes de sel réaffectées, développées à l’origine pour stocker du gaz naturel.
La technologie de stockage de l’énergie est devenue une opportunité commerciale sérieuse, les entreprises investissant des milliards de livres sterling dans la construction de nouvelles installations. La diversité des projets en cours de réalisation laisse penser que le Royaume-Uni sera mieux à même d’éviter de réduire l’énergie éolienne à l’avenir, même en tenant compte de la croissance de la capacité de production d’énergie éolienne. Payer les exploitants de parcs éoliens pour qu’ils s’éteignent pourrait bientôt appartenir au passé.
Victor Becerra, Professor of Power Systems Engineering, University of Portsmouth
Cet article est republié à partir de The Conversation sous une licence Creative Commons. Lire l’ article original.
