Stocker l’énergie thermique

Stocker l’énergie : quels enjeux et quelles solutions ?

Comme nous vous l’avons présenté dans notre article sur la chaleur renouvelable, les besoins énergétiques de l’humanité se répartissent entre les besoins en électricité, en transport, mais aussi et principalement en chaleur, ou énergie thermique.

La question du stockage concerne tous ces usages énergétiques, la chaleur tout autant que l’électricité : pour résumer, cela consiste à « accumuler» l’énergie en vue d’une utilisation ultérieure. Or, la production d’énergie renouvelable se heurte à une problématique majeure : la variabilité et l’intermittence de la ressource renouvelable utilisée. C’est le cas en particulier de l’énergie solaire qui présente même une variabilité multiple, à la fois journalière (météo) et saisonnière.

Savoir stocker l’énergie est ainsi un point clé de la transition énergétique, un enjeu indispensable pour permettre l’introduction massive des énergies renouvelables (EnR) dans notre mix énergétique. Et cela est vrai que ce soit pour l’énergie thermique ou l’énergie électrique !

Electricité : les solutions de stockage les plus connues et pourtant les plus complexes !

Les solutions les plus connues du grand public sont aujourd’hui celles dédiées au stockage de l’électricité.

Pourtant, si l’électricité est un vecteur très pratique et efficace pour le transport de l’énergie, son accumulation reste particulièrement difficile, et passe généralement par une transformation pour être stockée sous une autre forme. Les stockages d’électricité les plus répandus actuellement sont ceux basés sur des solutions électrochimiques, avec l’utilisation de batteries (au plomb, sodium-soufre, lithium-ion, etc.). Nous les utilisons au quotidien, pour des applications mobiles notamment (téléphones ou ordinateurs portables).

Historiquement focalisés sur des applications de petites puissances, des systèmes de capacité plus importante se développent depuis quelques années, notamment pour les applications de mobilité (voiture électrique, avec des constructeurs pionniers comme Tesla, Nissan, suivi aujourd’hui par tous les constructeurs de la planète), mais également avec le développement de systèmes encore plus importants, permettant de participer à l’équilibrage de l’offre et la demande lors du surplus de production d’électricité renouvelable.

C’est le cas par exemple de la plus grande batterie du monde, installée en Australie et financée par le producteur indépendant français Neoen, la « Victorian Big Battery »[1] de 350 à 400 MW de puissance, basée sur la solution « Megapack » de l’entreprise américaine Tesla).

Toutefois, ces solutions répondent principalement à des besoins de stockage de durée assez courte (quelques heures à quelques jours pour les petites puissances) et ne peuvent donc couvrir que des quantités d’énergie relativement faibles ou moyennes. Enfin, leur coût reste relativement élevé et leur durée de vie est limitée par les dégradations chimiques des réactions. Si cette filière des batteries est en plein essor, il existe également d’autre filières de stockage de l’électricité qui permettent des capacités d’accumulation plus importantes, toutefois leur potentiel de développement semble aujourd’hui faible ou limité :

• Les solutions mécaniques gravitaires, avec par exemple les Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) : c’est aujourd’hui la principale solution employée dans le monde pour stocker massivement l’énergie des centrales électriques. Mais son potentiel de développement est aujourd’hui limité par les sites pouvant convenir à son installation (en France en particulier)
• Le stockage d’énergie par air comprimé (CAES) permet également de stocker une grande puissance et d’assez grandes quantités d’énergie sur plusieurs semaines. Mais son potentiel de développement est là aussi limité par les sites nécessaires à son installation
• La technologie du volant d’inertie est également mature, mais ne permet qu’un temps de stockage très court et une quantité d’énergie stockée limitée.

Mais l’option de stockage d’électricité focalisant le plus d’intérêt actuellement, au côté des batteries, c’est bien l’utilisation de l’hydrogène (et dans une moindre mesure les autres procédés « Power to gas »). Cela consiste à produire de l’hydrogène par électrolyse de l’eau, à partir d’électricité renouvelable (panneaux solaires photovoltaïques, éoliennes ou autres…). Il est ensuite possible de stocker cet hydrogène, de l’injecter dans le réseau de transport de gaz, d’alimenter des véhicules, voire de le convertir de nouveau en électricité via une pile à combustible.

Elle semble actuellement être identifiée par les pouvoirs publics et les industriels comme le moyen de stockage passif inter-saisonnier le plus prometteur, même si son coût reste aujourd’hui encore très élevé et son développement à grande échelle n’est pas attendu avant 2035.[2]

Le saviez-vous ? Depuis 2020, la NASA a lancé auprès du grand public (aux Etats-Unis) le concours « Watts on the Moon » afin de trouver de nouvelles options pour distribuer, gérer et stocker l’énergie solaire photovoltaïque (électrique)qui serait produite sur la Lune ! Avec des nuits de 350 heures consécutives, des changements de température extrêmes… le stockage d’électricité sur la lune est un vrai défi, même pour la NASA !

Chaleur : des solutions simples, robustes, permettant dès aujourd’hui le développement massif d’une production renouvelable et de récupération

Si l’on revient aux enjeux du stockage thermique, il convient de noter, qu’en plus de la variabilité et l’intermittence de certaines ressources renouvelables comme le solaire, les grands consommateurs de chaleur peuvent également voir leurs besoins thermiques varier fortement, que ce soit pour des raisons prévisibles (charge variable de production d’un site industriel ou démarrage du chauffage d’un réseau urbain), ou de problèmes techniques imprévisibles (casse machine, aléa climatique…).

De plus, chaque grand consommateur de chaleur étant alimenté par un système de production et de distribution dédié et indépendant (et non pas via un réseau local, national voire international comme pour l’électricité), les enjeux sont encore plus évidents, et doivent nécessairement être mis en œuvre pour chaque consommateur, afin de faire correspondre une production variable et intermittente avec une consommation qui l’est tout autant !

Justement, vous allez le découvrir dans la suite de cet article : il existe d’ores et déjà des solutions de stockage « massif » d’énergie thermique ! Simples et robustes, elles font appel à des technologies maitrisées et sont particulièrement efficaces économiquement et environnementalement. Que ce soit pour stocker l’énergie sur des périodes de plusieurs jours (on parle alors de stockage « journalier ») mais également pour des périodes de plusieurs mois (on parle alors de stockage « inter-saisonnier »).

Chez Newheat, nous intégrons quasiment systématiquement une solution de stockage thermique dans les projets de production de chaleur renouvelable que nous développons. Véritables pierres angulaires de nos centrales, ces systèmes nous permettent de fournir à nos clients une énergie correspondant à leur besoin et pouvant s’adapter aux aléas, qu’ils soient techniques ou climatiques.

Les différents systèmes de stockage thermique : sensible, latent, thermochimique

Il en existe 3, qui s’appuient sur des phénomènes physiques différents :

• Stockage « sensible »: Cette méthode est la plus simple et la plus répandue. Elle consiste à chauffer un matériau liquide ou solide, sans que celui-ci ne change de phase (fusion, vaporisation…). On choisit le matériau à utiliser en fonction du niveau de température requis par l’application :

–en dessous de 100 °C, l’eau liquide est le composé le plus largement utilisé. Elle est non toxique, peu chère et (pour les volumes en jeu) très abondante. On peut également utiliser des solides, comme des roches ou des bétons.

–au-dessus de 100°C, on peut utiliser des liquides comme les sels fondus ou les huiles organiques, qui permettent d’atteindre jusqu’à environ 350 °C pour les huiles et 800°C pour les sels fondus. Leur coût et les risques environnementaux sont toutefois des enjeux forts limitant leur usage.

On peut également utiliser des systèmes utilisant des solides comme des bétons à hautes températures ou de la céramique réfractaire (jusqu’à 1000 °C). Les volumes nécessaires sont alors plus importants que pour des milieux liquides.

• Stockage « latent » : vise à exploiter la chaleur latente restituée (ou absorbée) lors du changement de phase d’un matériau. Le matériau utilisé va passer de l’état solide à l’état liquide, en absorbant ainsi une forte quantité d’énergie thermique. Il va ensuite pouvoir restituer cette chaleur dans la phase de transition inverse, lors de sa solidification. On appelle cette énergie nécessaire au changement de phase entre solide et liquide d’un matériau « enthalpie de fusion». Pour les réaliser, on utilise des matériaux spécifiques (dont l’enthalpie de fusion est la plus élevée) appelés « Matériau à Changement de Phase» (MCP). Les principaux MCP utilisés dans des systèmes de grande dimension sont les paraffines, les acides gras et les sels hydratés. Si leur densité énergétique est plus élevée que celle des systèmes dits « sensibles », ils sont souvent limités en puissance de charge et de décharge. Encore peu développés au niveau industriel, ils présentent aujourd’hui des coûts relativement élevés.
• « Thermochimique » : il utilise la réversibilité d’une réaction chimique qui est, selon le sens de la réaction considérée, soit endothermique (consommatrice de chaleur) soit exothermique (émettrice de chaleur). On peut distinguer :

-Le stockage par Adsorption/Désorption mettant en jeu un couple solide/gaz. L’adsorption correspond à la fixation des molécules de gaz à la surface du solide. Ce phénomène est exothermique, donc dégage de la chaleur. La désorption correspond à la libération des molécules de gaz de la surface du solide. Ce phénomène est endothermique, donc consomme de la chaleur (stockage de l’énergie). Les principaux matériaux adsorbants utilisés sont des gels de silice, les alumino-phosphates, les silico-phosphates et les zéolithes.

-Le stockage mettant en jeu une réaction chimique entre différents sels et de l’eau (hydrates). Le sel, initialement à l’état solide se décompose / se dissous sous l’effet d’un apport de chaleur. C’est l’étape de charge de l’énergie. Lorsque les composants du sel sont de nouveau mis en contact, celui-ci se reforme alors à l’état solide. Ce procédé est exothermique et restitue donc la chaleur apportée, c’est l’étape de décharge.

Ces systèmes font toutefois appel à des technologies complexes et sont encore peu développés à grande échelle.

Chez Newheat, si nous sommes ouverts à toutes technologies et suivons les avancées scientifiques avec grand intérêt, nous avons fait le choix de nous focaliser dans un premier temps sur les systèmes de stockage sensible pour des applications dont la température est inférieure à 100°C, dont la maturité et la robustesse n’est plus à démontrer.

Nous allons nous focaliser dans le reste de cet article sur 3 options qui nous semblent les plus efficaces au niveau technico-économique, sans danger pour l’environnement et disposant de nombreuses références : il s’agit des solutions que nous déployons déjà dans nos projets !

Stockage « journalier » d’énergie thermique (applications inférieures à 100°C) : les cuves de stockage avec stratification

Stocker la chaleur sous forme d’eau chaude dans de grandes cuves, à l’image d’un « thermos » géant, est particulièrement efficace techniquement et économiquement.

Ces grandes cuves peuvent être réalisées en béton ou en acier (ce dernier matériau permettant les installations les plus compétitives) et ont un volume unitaire qui peut atteindre jusqu’à 10.000 m3 (voire plus). Elles sont ensuite recouvertes d’un matériau isolant de type laine de roche ou laine de verre et sont enfin protégées des intempéries par un bardage métallique.

Pour donner un ordre de grandeur, une cuve de 3.000 m3 (ou 3 millions de litres) a les dimensions suivantes :

• Hauteur de 12 mètres (équivalent à un immeuble de 4 étages)
• Diamètre de 20 mètres
• Volume équivalent à celui d’une piscine olympique

Il s’agit d’un dimensionnement que nous utilisons dans la mise en œuvre de nos grandes centrales solaires thermiques chez Newheat ! Comme pour notre centrale solaire thermique des Malteries Franco-Suisses.

crédit photo : Axéréal

Une cuve de cette dimension permet de stocker environ 150 MWh d’énergie thermique (en prenant l’hypothèse de 40°C de plage de température de stockage « utile »), ce qui correspond à plusieurs jours de production estivale d’une centrale d’une puissance crête de 10 MW. C’est pour cela que nous qualifions ce type de stockage de « journalier ». Il peut en effet permettre de pallier les baisses de la ressource solaire sur quelques jours consécutifs, mais sera insuffisant pour permettre de couvrir le déficit d’ensoleillement de la période hivernale.

Notons que ces systèmes utilisent de l’eau en « boucle fermée » (initialement froide elle est réchauffée par le chauffage renouvelable, puis refroidie lors de sa livraison au consommateur, et tout recommence dans un cycle potentiellement infini). Une fois le système rempli, il n’y a ainsi pas de « consommation » d’eau, et celle-ci pourra être réutilisée sans pollution en fin de vie de l’installation.

Maitriser la stratification, enjeu central de la performance du système de stockage

En termes de rendement énergétique, les niveaux de pertes thermiques de ce type de cuve sont très limités (quelques % au maximum de pertes thermiques), y compris pour des durées de plusieurs semaines, sous réserve toutefois de maitriser les mouvements de l’eau au sein de la cuve pour préserver la bonne stratification thermique de celle-ci.

Qu’est-ce que la « stratification thermique » ? Le phénomène de stratification thermique correspond au « rangement » des températures d’un fluide au sein d’un contenant en fonction de leur densité. Les plus chaudes se retrouvent en haut de la cuve (le fluide « chaud » étant moins dense) et les plus froides en bas de la cuve (le fluide « froid » étant plus dense).

En cas de mauvaise stratification, par exemple avec l’apparition de phénomènes de convection ou de « mélange » de l’eau (créé par un débit d’eau entrant ou sortant de la cuve), les températures se mélangent et celle-ci devient uniformément « tiède ». Cette eau « tiède » est alors beaucoup moins intéressante, et ne pourra par exemple plus alimenter un consommateur demandant uniquement qu’elle soit « chaude » à un niveau de température élevé.

• Concevoir le système pour que l’apport (depuis la centrale solaire) et l’utilisation (par le consommateur) de l’eau chaude se fasse depuis le haut de la cuve, et que le soutirage (vers la centrale solaire) et le retour (après alimentation du consommateur) de l’eau froide se fasse au bas de la cuve.
• Prévoir et dimensionner des systèmes hydrauliques permettant de maitriser les phénomènes hydrodynamiques au sein de la cuve (par exemple en « cassant » la vitesse d’entrée de l’eau) pour éviter de « mélanger » toutes les couches de températures. Ils peuvent être de simples déflecteurs (plaques de métal orientant les flux) ou bien des équipements de type râteaux de diffusion ou colonnes de stratification.

Stockage « inter-saisonnier » d’énergie thermique (applications inférieures à 100°C) : les champs de sondes géothermiques et le stockage en fosse

S’il est toujours possible de multiplier les cuves de plusieurs milliers de m3 pour augmenter la capacité de stockage thermique, deux autres solutions permettant de conserver de la chaleur inférieure à 100°C nous paraissent plus pertinentes techniquement et économiquement lorsque l’on stocke des volumes d’énergie plus importants.

En particulier si l’on cherche à effectuer du stockage « inter-saisonnier », c’est-à-dire accumuler suffisamment d‘énergie thermique en période estivale pour pouvoir alimenter les consommations de chaleur en période hivernale.

Les champs de sondes géothermiques (Borehole thermal energy storage – BTES)

Les champs de sondes géothermiques consistent à stocker de la chaleur dans le sol à l’aide d’une série de forage géothermiques.

On utilise pour cela des forages dits de « faible profondeur » (de 50m à 300 m), dont l’objectif n’est pas d’aller chercher la chaleur contenue dans le manteau terrestre ou dans les corps magmatiques (la géothermie « grande profondeur » pouvant aller jusqu’à 5000 mètres de fond), mais plutôt d’aller chercher un sol à une température stable d’environ 15°C.

Une fois les forages effectués, on peut alors « charger » en énergie le sol en envoyant de l’eau chaude à travers ces forages dans un système de sondes (là encore en boucle fermée, l’eau revenant par une tuyauterie retour une fois sa chaleur transmise au sol). Une fois le sol réchauffé, on peut alors récupérer cette chaleur en envoyant de l’eau froide à travers les sondes, celle-ci revenant alors réchauffée par le passage au sein du sol chaud. Pour fonctionner, la nature du sol doit être compatible. La présence de roche trop complexe à forer ou la présence de nappe d’eau s’écoulant sous terre qui permettraient à la chaleur de « s’échapper » sont par exemple des enjeux majeurs pouvant limiter l’intérêt de ces systèmes.

Ces solutions restent toutefois envisageables de manière pertinente sur une très grande partie du territoire. En termes de performance thermique, ce type de système est particulièrement efficace jusqu’à environ 40°C – 50°C. Par ailleurs, la puissance de charge / décharge est ici limitée par la surface d’échange entre le sol et les sondes, ce qui est bien plus contraignant que les systèmes sous forme d’eau chaude uniquement, pour lesquels il suffit d’ajuster les débits.

En définitive, selon notre analyse, leur usage est particulièrement pertinent jusqu‘à 50°C, et pour des capacités de stockage en « volume d’eau équivalent » de 10.000 à 100.000 m3 (soit 250 à 2500 MWh pour une hypothèse de 20°C de plage de température de stockage « utile »). Ils sont régulièrement couplés à des pompes à chaleur permettant d’atteindre des niveaux de température plus élevés au prix d’une consommation électrique supplémentaire.

Saviez-vous qu’au Canada, dans l’état de l’Alberta à Ototoks, un écoquartier entier de 52 maisons, la « Drake Landing Solar Community » est chauffé grâce au soleil, et ce, toute l’année ? En plus des 800 capteurs, un système de stockage inter-saisonnier de type Borehole Thermal Energy Storage –BTES (comme décrit ci-dessus) y est intégré pour accumuler la chaleur solaire sous terre pendant les mois d’été et la distribuer  à chaque maison pour le chauffage pendant les mois d’hiver…où la météo affiche entre -2° et -13°c en moyenne ! Ce projet, sans précédent dans le monde, permet de répondre à 95 % des besoins en chauffage de chaque maison.

crédit photo: DLSC

Le stockage en fosse (Pit Thermal Energy Storage – PTES)

Lorsque l’on utilise l’eau comme medium, il devient intéressant, à partir d’un certain volume, de passer de la construction de cuve disposant de parois métalliques ou bétonnées, à la réalisation de grandes « fosses » ou « piscines » creusées à même le sol.

Ce type de solution, appelé « stockage en fosse », consiste en la réalisation d’excavation de très grandes dimensions, pouvant faire plusieurs hectares de surface et jusqu’à 20 à 30 mètres de fond.

Une fois le terrassement réalisé (la terre excavée est utilisée sur place, aucune terre n’étant évacuée ou apportée), un liner est installé sur le fond et les parois de la fosse, puis une couverture isolante flottante est ajoutée sur le dessus. Celle-ci, d’une épaisseur pouvant aller jusqu’à 1 ou 2 mètres, consiste en la partie la plus complexe et la plus coûteuse du dispositif. Composée de différentes couches d’isolants et de membranes étanches, elle est lestée par du gravier.

Le principe de fonctionnement est ensuite identique à celui d’une grande cuve : des tuyauteries sont installées à différentes hauteurs au sein de la fosse, puis une fois celle-ci remplie il convient de bien veiller à la stratification des températures, l’eau chaude se retrouvant dans la partie haute de la fosse, et la froide dans la partie basse.

En termes de performance, si leurs pertes thermiques sont plus importantes que pour les systèmes de cuve isolées, elles restent relativement modérées (de 20 à 40% de pertes pour plusieurs mois), et varient en fonction des niveaux de températures stockées.

Les effets d’échelle ayant une influence importante sur le prix de ces systèmes, l’utilisation de ce type de fosse devient pertinente économiquement à partir de volume d’environ 100 000 m3. Ces systèmes de stockage sont ainsi pertinents pour pouvoir stocker de 5 GWh à plusieurs dizaines de GWh (pour une hypothèse de 40°C de plage de température de stockage « utile »).

Utilisation de ces stockages, seuls ou en combinaison avec les grandes centrales solaires thermiques

Il existe ainsi des solutions fiables, matures et efficaces permettant de stocker la chaleur inférieure à 100°C, et ce même pour des volumes importants de plusieurs dizaines de GWh !

Malgré leurs atouts indéniables, ils sont encore très peu développés en France et en Europe, à l’exception notable du Danemark, pays en pointe sur le sujet depuis près de 20 années.

S’ils sont des éléments centraux et nécessaires de toutes les grandes centrales de chaleur renouvelable que Newheat développe, ces solutions de stockage thermique peuvent également être utilisées pour d’autres types d’usages, que ce soit pour lisser la charge ou améliorer la qualité de service de fourniture de chaleur (disponibilité) auprès d’un consommateur, ou pour améliorer la part de couverture d’autres moyens de production renouvelables variables et intermittents (comme par exemple les UIOMs, Unités d’Incinération d’Ordure Ménagère).

Chez Newheat, leur maitrise fait partie de notre métier, nous pouvons vous accompagner pour la mise en œuvre et le financement de ceux-ci, même si votre projet ne prévoit pas l’intégration de solaire thermique !

Vous voulez en savoir plus ? N’hésitez pas à nous contacter !

Pour les plus motivés d’entre vous, n’hésitez pas à nous rejoindre pour contribuer aux travaux du groupe de travail de l’IEA (Agence International de l’Energie) relatif aux grands systèmes de stockage pour les réseaux de chaleur (« IEA – ES / Annex 39 »), [3] dont Newheat est l’un des coordinateurs des travaux effectués par des contributeurs du monde entier et partagés à toute la profession !

Références article:

[1] https://victorianbigbattery.com.au/

[2] https://www.lemondedelenergie.com/stockage-electricite/2021/01/12/

[3] https://iea-es.org/annex-39/