Nancy W. Stauffer | MIT Energy Initiative
À mesure que le monde s’efforce de réduire les émissions de carbone, les énergies solaire et éolienne sont appelées à jouer un rôle de plus en plus important dans les réseaux de distribution d’électricité. Mais ces sources renouvelables ne produisent de l’électricité que lorsqu’il fait soleil ou qu’il y a du vent. Pour garantir un réseau électrique fiable, c’est-à-dire capable de fournir de l’électricité 24 heures sur 24 et 7 jours sur 7, il est donc essentiel de disposer d’un moyen de stocker l’électricité lorsque les réserves sont abondantes et de la fournir plus tard, lorsqu’elles ne le sont pas. Parfois, de grandes quantités d’électricité doivent être stockées non seulement pendant des heures, mais aussi pendant des jours, voire plus longtemps.
Certaines méthodes de « stockage d’énergie de longue durée » sont prometteuses. Par exemple, avec le stockage de l’énergie par pompage, l’eau est pompée d’un lac vers un autre lac plus élevé lorsqu’il y a un surplus d’électricité et redescend par des turbines productrices d’électricité lorsqu’il y a besoin de plus d’électricité. Mais cette approche est limitée par la géographie, et la plupart des sites potentiels aux États-Unis ont déjà été utilisés. Les batteries lithium-ion pourraient fournir un stockage à l’échelle du réseau, mais seulement pour une durée d’environ quatre heures. Au-delà, le coût des systèmes de batteries devient prohibitif.
Une équipe de chercheurs du MIT et de l’université norvégienne des sciences et technologies (NTNU) a étudié une option moins connue, basée sur un concept improbable : l’air liquide, ou l’air aspiré dans l’environnement, nettoyé et séché, puis refroidi jusqu’à ce qu’il se liquéfie.
« Des systèmes de stockage d’énergie à air liquide » ont été construits, ce qui prouve que la technologie est techniquement réalisable. En outre, les systèmes LAES sont totalement propres et peuvent être installés pratiquement n’importe où, stockant de grandes quantités d’électricité pendant des jours, voire plus longtemps, et les restituant en cas de besoin. Toutefois, aucune étude concluante n’a été menée sur la viabilité économique de cette technologie. Les revenus générés au fil du temps justifieraient-ils l’investissement initial et les coûts permanents ? Grâce au financement du Future Energy Systems Center de la MIT Energy Initiative, les chercheurs ont mis au point un modèle qui prend des informations détaillées sur les systèmes LAES et calcule quand et où ces systèmes seraient économiquement viables, en supposant des scénarios futurs conformes aux objectifs de décarbonation sélectionnés ainsi qu’à d’autres conditions qui pourraient prévaloir sur les futurs réseaux énergétiques.
Ils ont constaté que dans certains des scénarios qu’ils ont modélisés, les systèmes LAES pourraient être économiquement viables dans certains endroits. Les analyses de sensibilité ont montré que les politiques prévoyant une subvention des dépenses d’investissement pourraient rendre les systèmes LAES économiquement viables dans de nombreux endroits. D’autres calculs ont montré que le coût du stockage d’une quantité donnée d’électricité avec le système LAES serait inférieur à celui de systèmes plus familiers tels que l’hydroélectricité par pompage et les batteries lithium-ion. Les chercheurs concluent que le LAES est un moyen prometteur de fournir le stockage de longue durée indispensable lorsque les futurs réseaux électriques seront décarbonés et dominés par des sources d’électricité renouvelables intermittentes.
Les chercheurs – Shaylin A. Cetegen, doctorante au département de génie chimique (ChemE) du MIT, Truls Gundersen, professeur émérite au département de génie énergétique et de génie des procédés du NTNU, et Paul I. Barton, professeur émérite au département de génie chimique du MIT – décrivent leur modèle et leurs conclusions dans un nouvel article publié dans la revue Energy.
La technologie LAES et ses avantages
Les systèmes LAES comportent trois étapes : la charge, le stockage et la décharge. Lorsque l’offre sur le réseau dépasse la demande et que les prix sont bas, le système LAES est chargé. L’air est alors aspiré et liquéfié. Une grande quantité d’électricité est consommée pour refroidir et liquéfier l’air dans le processus LAES. L’air liquide est ensuite envoyé dans des réservoirs de stockage hautement isolés, où il est maintenu à une température très basse et à la pression atmosphérique. Lorsque le réseau électrique a besoin d’électricité supplémentaire pour répondre à la demande, l’air liquide est d’abord pompé à une pression plus élevée, puis chauffé, et il se transforme à nouveau en gaz. Cet air en phase vapeur, à haute pression et à haute température, se dilate dans une turbine qui produit de l’électricité à renvoyer au réseau.
Selon Cetegen, l’un des principaux avantages du LAES est qu’il est propre. « Il n’y a pas de contaminants en jeu », explique-t-elle. « Il n’absorbe et ne rejette que de l’air ambiant et de l’électricité, de sorte qu’il est aussi propre que l’électricité utilisée pour le faire fonctionner. En outre, un système LAES peut être construit en grande partie à partir de composants disponibles dans le commerce et ne dépend pas de matériaux coûteux ou rares. Enfin, le système peut être installé presque n’importe où, y compris à proximité d’autres procédés industriels produisant de la chaleur ou du froid résiduels qui peuvent être utilisés par le système LAES pour accroître son efficacité énergétique. »
Viabilité économique
Lorsqu’on examine le rôle potentiel des systèmes LAES sur les futurs réseaux électriques, la première question à se poser est la suivante : les systèmes LAES seront-ils attrayants pour les investisseurs ? Pour répondre à cette question, il faut calculer la valeur actuelle nette (VAN) de la technologie, qui représente la somme de tous les flux de trésorerie actualisés – y compris les recettes, les dépenses d’investissement, les coûts d’exploitation et d’autres facteurs financiers – pendant la durée de vie du projet. (L’étude a retenu un taux d’actualisation des flux de trésorerie de 7 %).
Pour calculer la VAN, les chercheurs ont dû déterminer les performances des systèmes LAES sur les futurs marchés de l’énergie. Sur ces marchés, diverses sources d’électricité sont mises en service pour répondre à la demande actuelle, généralement selon un processus appelé « répartition économique ». La source disponible la moins coûteuse est toujours déployée en premier. Pour déterminer la valeur actualisée nette du stockage d’air liquide, il faut donc prévoir comment cette technologie se comportera sur les marchés futurs, en concurrence avec d’autres sources d’électricité lorsque la demande excède l’offre, et tenir compte des prix lorsque l’offre excède la demande, de sorte que l’électricité excédentaire est disponible pour recharger les systèmes de stockage d’air liquide.
Pour leur étude, les chercheurs du MIT et du NTNU ont conçu un modèle qui commence par une description d’un système LAES, comprenant des détails tels que la taille des unités où l’air est liquéfié et l’énergie récupérée, ainsi que les dépenses d’investissement basées sur des estimations rapportées dans la littérature. Le modèle s’appuie ensuite sur les données de tarification les plus récentes publiées chaque année par le National Renewable Energy Laboratory (NREL) et largement utilisées par les modélisateurs énergétiques du monde entier. L’ensemble de données du NREL prévoit les prix, la construction et la mise hors service de certains types d’installations de production et de stockage d’électricité, et bien d’autres choses encore, dans l’hypothèse de huit scénarios de décarbonisation pour 18 régions des États-Unis jusqu’en 2050.
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Le nouveau modèle suit ensuite les achats et les ventes sur les marchés de l’énergie pour chaque heure de chaque jour d’une année, en répétant le même schéma pour des intervalles de cinq ans. Sur la base des données du NREL et des détails du système LAES – ainsi que des contraintes telles que la capacité de stockage physique du système et la fréquence à laquelle il peut passer de la charge à la décharge – le modèle calcule combien d’argent les opérateurs LAES gagneraient en vendant de l’électricité au réseau lorsqu’ils en ont besoin et combien ils dépenseraient en achetant de l’électricité lorsqu’elle est disponible pour recharger leur système LAES. Conformément à l’ensemble de données du NREL, le modèle génère des résultats pour 18 régions américaines et huit scénarios de décarbonisation, dont une décarbonation à 100 % d’ici 2035 et une décarbonation à 95 % d’ici 2050, ainsi que d’autres hypothèses sur les futurs réseaux énergétiques, notamment une forte croissance de la demande et des coûts élevés et faibles pour les énergies renouvelables et le gaz naturel.
Cetegen décrit certains de leurs résultats : « En supposant un système de 100 mégawatts (MW) – une taille standard – nous avons vu la viabilité économique apparaître dans le scénario de décarbonation qui prévoit une décarbonation à 100 % d’ici à 2035. Ainsi, les VAN positives (indiquant la viabilité économique) ne sont apparues que dans le scénario le plus agressif – donc le moins réaliste – et seulement dans quelques États du sud, dont le Texas et la Floride, probablement en raison de la structure et du fonctionnement de ces marchés de l’énergie.
Les chercheurs ont également testé la sensibilité des VAN aux différentes capacités de stockage, c’est-à-dire à la durée pendant laquelle le système peut fournir de l’électricité au réseau. Ils ont calculé les VAN d’un système de 100 MW pouvant fournir de l’électricité pendant un jour, une semaine et un mois. « Cette analyse a montré qu’en cas de décarbonation agressive, le stockage hebdomadaire est économiquement plus viable que le stockage mensuel, car [dans ce dernier cas] nous payons pour une capacité de stockage supérieure à ce dont nous avons besoin », explique M. Cetegen.
Améliorer la VAN du système LAES
Les chercheurs ont ensuite analysé deux manières possibles d’améliorer la VAN du stockage d’air liquide : en augmentant l’efficacité énergétique du système et en proposant des incitations financières. Leurs analyses ont montré que l’augmentation de l’efficacité énergétique, même jusqu’à la limite théorique du processus, ne modifierait pas la viabilité économique du système LAES dans les scénarios de décarbonation les plus réalistes. En revanche, une amélioration majeure est apparue lorsqu’ils ont supposé des politiques de subvention des dépenses d’investissement pour les nouvelles installations. En effet, en supposant des subventions comprises entre 40 % et 60 %, les VAN pour un système de 100 MW sont devenues positives dans tous les scénarios réalistes.
Leur analyse a donc montré que les incitations financières pourraient être beaucoup plus efficaces que les améliorations techniques pour rendre les systèmes LAES économiquement viables. Si les ingénieurs peuvent trouver ce résultat décevant, Cetegen note que dans une perspective plus large, il s’agit d’une bonne nouvelle.« Vous pourriez passer toute votre vie à essayer d’optimiser l’efficacité de ce processus, cela ne se traduirait pas par l’obtention des investissements nécessaires à l’extension de la technologie », explique-t-elle.« La mise en œuvre des politiques peut également prendre beaucoup de temps. Mais théoriquement, on pourrait le faire du jour au lendemain. Donc, si le stockage est nécessaire [sur un futur réseau décarboné], c’est une façon d’encourager l’adoption immédiate des systèmes LAES.
Comparaison des coûts avec d’autres technologies de stockage de l’énergie
Le calcul de la viabilité économique d’une technologie de stockage dépend fortement des hypothèses utilisées. Par conséquent, une mesure différente – le « coût nivelé du stockage » (LCOS) – est généralement utilisée pour comparer les coûts des différentes technologies de stockage. En termes simples, le LCOS est le coût du stockage de chaque unité d’énergie pendant la durée de vie d’un projet, sans tenir compte des revenus qui en découlent.
La technologie LAES excelle dans ce domaine. Le modèle des chercheurs a donné un LCOS pour le stockage d’air liquide d’environ 60 dollars par mégawattheure, quel que soit le scénario de décarbonisation. Ce LCOS représente environ un tiers de celui du stockage sur batterie lithium-ion et la moitié de celui de l’hydroélectricité pompée. Cetegen cite un autre résultat intéressant : le LCOS de leur système LAES supposé varie en fonction de l’endroit où il est utilisé. La pratique standard consistant à indiquer un seul LCOS pour une technologie de stockage d’énergie donnée peut ne pas donner une image complète.
Cetegen a adapté le modèle et calcule actuellement la VAN et le LCOS pour le stockage de l’énergie à l’aide de batteries lithium-ion. Mais elle est déjà encouragée par le LCOS du stockage d’air liquide. « Si les systèmes LAES ne sont peut-être pas économiquement viables du point de vue de l’investissement aujourd’hui, cela ne signifie pas qu’ils ne seront pas mis en œuvre à l’avenir », conclut-elle. « Avec des options limitées pour l’expansion du stockage à l’échelle du réseau et le besoin croissant de technologies de stockage pour assurer la sécurité énergétique, si nous ne trouvons pas d’alternatives économiquement viables, nous devrons probablement nous tourner vers des solutions à moindre coût pour répondre aux besoins de stockage. C’est pourquoi l’histoire du stockage d’air liquide est loin d’être terminée. Nous pensons que nos résultats justifient la poursuite de l’exploration du stockage à l’air liquide en tant qu’élément clé du stockage de l’énergie. »
Légende illustration : Shaylin Cetegen (photo), candidate au doctorat au MIT, et ses collègues, le professeur émérite Truls Gundersen de l’Université norvégienne des sciences et technologies et le professeur émérite Paul Barton du MIT, ont réalisé une évaluation complète du rôle potentiel du « stockage d’énergie à l’air liquide » pour le stockage à grande échelle et de longue durée sur les réseaux électriques de l’avenir. Photo: Gretchen Ertl
Article : « Evaluating economic feasibility of liquid air energy storage systems in future US electricity markets » – DOI : 10.1016/j.energy.2025.135447
Source : MIT
