Stations hydroélectriques de pompage-turbinage : ingénierie et avenir du stockage d'énergie gravitationnelle

L'hydroélectricité par pompage-turbinage stocke l'énergie électrique en acheminant l'eau vers un point culminant et en la restituant ensuite grâce à des turbines lors de sa descente. Il s'agit de la plus ancienne technologie de stockage à grande échelle utilisée commercialement, apparue dans les Alpes européennes des années 1890. Elle demeure la plus importante en termes de capacité installée, malgré le déploiement rapide des batteries à travers le monde. Cette technologie s'est développée à l'échelle mondiale au milieu du XXe siècle pour compenser la production nucléaire de base, peu flexible. Au cours des deux dernières décennies, sa fonction a évolué vers l'absorption de la variabilité de la production éolienne et solaire, un rôle qui repose sur le même principe physique fondamental : la conversion de l'énergie potentielle gravitationnelle en électricité et inversement grâce à une pompe-turbine réversible.

Notre article aborde ci-après l'ensemble des aspects techniques et économiques du PSH : les principes physiques sous-jacents et les limites d'efficacité, l'architecture électromécanique qui rend possible un fonctionnement réversible, les services de stabilité du réseau que cette technologie fournit au-delà du simple stockage d'énergie, ses stratégies opérationnelles et ses mécanismes de revenus, les contraintes environnementales qui déterminent l'emplacement des projets, les configurations émergentes comme le PSH souterrain et marin, les cadres réglementaires régissant son déploiement, et une comparaison directe avec les batteries, l'air comprimé, les batteries à flux, l'hydrogène et les volants d'inertie selon les critères qui comptent pour les décisions d'investissement et de planification concrètes.

A Retenir

• Le PSH est la technologie de stockage à l'échelle du réseau la plus ancienne et toujours la plus importante : Apparue dans les Alpes européennes des années 1890, elle reste la technologie de stockage dominante en termes de capacité installée dans le monde, même si le déploiement des batteries s'accélère.
  Ses principes physiques sont simples, mais son encombrement est énorme. Le stockage d'énergie est proportionnel à la masse, à la gravité et à la hauteur (E = η, m, g, h), mais comme l'eau a une densité énergétique très faible comparée à celle des batteries chimiques, les supercondensateurs nécessitent des réservoirs de plusieurs millions de mètres cubes pour stocker l'énergie qu'une batterie pourrait contenir dans un entrepôt.
• Le rapport entre la hauteur manométrique et le débit détermine l'ensemble de la conception technique : Les sites montagneux à haute chute utilisent des machines compactes de type Francis ; les sites fluviaux à basse chute nécessitent des turbines massives de type Kaplan déplaçant d’énormes volumes d’eau — c’est la géographie du site qui dicte la technologie, et non l’inverse.
• Le rendement aller-retour se situe généralement entre 70 et 85 %, légèrement inférieur aux valeurs modernes lithium-ion les batteries (85–95%), mais le PSH maintient ces performances pendant 50 à 100 ans au lieu des 10 à 20 ans avant qu'une batterie ne doive être remplacée.
• Le PSH ne se contente pas de stocker de l'énergie ; il stabilise le réseau. Sa masse en rotation fournit une inertie physique, il assure une régulation rapide de la fréquence, il peut servir de condensateur synchrone pour le soutien de la tension sans déplacement d'eau, et c'est l'une des rares technologies capables de redémarrer un réseau électrique effondré.
• Son rôle est passé de « l'écrêtement des pointes » à « l'équilibrage de la variabilité ». Conçu à l'origine pour s'associer à une charge de base nucléaire inflexible, le PSH absorbe aujourd'hui principalement les fortes variations de production solaire et éolienne — notamment la « courbe en canard » — ce qui en fait un atout essentiel pour l'intégration des énergies renouvelables.
• La gestion environnementale est une question de conception de premier ordre, et non une réflexion après coup. boucle fermée Les configurations (hors rivière), le contrôle des sédiments, l'atténuation de l'évaporation et la gestion de la qualité de l'eau/thermique façonnent tous l'endroit et la manière dont les nouveaux projets PSH sont construits et autorisés.
• De nouveaux territoires s'ouvrent pour la construction de centrales solaires photovoltaïques. Les centrales souterraines (mines, cavernes), les centrales en eau de mer, les parcs énergétiques hybrides combinant énergie solaire flottante et réservoirs, ainsi que les conceptions modulaires de petite taille, contribuent tous à surmonter la dépendance traditionnelle des centrales solaires photovoltaïques à l'égard de sites rares et présentant d'importantes différences d'altitude.
• Le stockage d'énergie par hydrogène (PSH) complète les autres technologies de stockage plutôt que de les concurrencer. Il domine le créneau du stockage longue durée, haute fiabilité et inertie du réseau ; les batteries sont prédominantes pour les capacités de réponse rapide et de courte durée ; l'hydrogène est leader pour le stockage saisonnier. Le réseau électrique de demain a besoin d'un portefeuille diversifié, et non d'une seule technologie dominante.

Fondations et évolution historique

Le PSH est souvent décrit de manière informelle comme une « batterie à eau ».

Contrairement à une batterie chimique, qui stocke l'énergie dans les liaisons électrochimiques de ses matériaux actifs, une centrale de stockage par pompage-turbinage stocke l'énergie grâce au potentiel gravitationnel d'une masse d'eau située en altitude. L'analogie est utile, mais imparfaite : une batterie à eau ne se dégrade pas chimiquement sur des milliers de cycles comme une cellule lithium-ion, mais sa durée de vie est limitée par la géographie, la disponibilité de terrains appropriés et de droits d'eau, ainsi que par une emprise au sol et un délai de construction bien plus importants. Alors qu'une usine de batteries peut être construite en deux ans, une centrale de stockage par pompage-turbinage peut nécessiter une décennie, voire plus, entre les études de site initiales et la mise en service. Ce compromis entre rapidité de déploiement et durée de vie de l'installation est essentiel pour comprendre le rôle du stockage par pompage-turbinage dans les réseaux électriques modernes.

Le virage vers les énergies renouvelables (XXIe siècle)

Le rôle du stockage par pompage a considérablement évolué depuis le début des années 2000 avec le déploiement à grande échelle de l'énergie éolienne et solaire. Alors qu'au XXe siècle, son application consistait à « écrêter les pointes de consommation » — lisser une courbe de demande journalière connue et relativement prévisible par rapport à une courbe d'offre de base également connue et relativement prévisible —, au XXIe siècle, son application est devenue « l'équilibrage de la variabilité » : absorber les fluctuations, beaucoup moins prévisibles et liées aux conditions météorologiques, de la production d'énergie renouvelable.

La production solaire, par exemple, connaît une forte hausse en milieu de journée, suivie d'une chute brutale en soirée au coucher du soleil, coïncidant souvent précisément avec le pic de consommation du soir. Ce phénomène est à l'origine de la fameuse « courbe en canard » dans les réseaux à forte pénétration solaire : la demande nette (demande totale moins production renouvelable) chute fortement en milieu de journée, puis remonte très rapidement en début de soirée. La production éolienne, quant à elle, peut fluctuer considérablement sur plusieurs heures ou jours en fonction des conditions météorologiques, avec peu de corrélation avec les variations de la demande. Le stockage par pompage-turbinage, grâce à sa capacité à absorber de grandes quantités d'énergie pour la charge et à atteindre sa pleine capacité en quelques secondes à quelques minutes, s'est avéré particulièrement adapté à la gestion de ces deux types de variabilité liés aux énergies renouvelables, même si cette technologie n'a pas été initialement conçue pour ces dernières.

Distribution mondiale

La carte mondiale des centrales de pompage-turbinage reflète fidèlement l'histoire que nous venons de décrire. Le Japon a construit un immense parc de centrales à partir des années 1960, sous l'impulsion de sa forte dépendance à l'énergie nucléaire et de sa géographie montagneuse, et demeure l'un des plus importants marchés de ce secteur au monde. En Europe, la capacité de pompage-turbinage est concentrée dans les pays alpins (Suisse, Autriche, Italie) et dans les pays ayant mené d'importants programmes nucléaires (France), avec des capacités significatives en Espagne, en Allemagne et dans les pays nordiques. Les États-Unis ont construit un parc conséquent dans les années 1970 et 1980, en grande partie lié au développement du nucléaire de cette époque, avec des installations majeures dans les Appalaches, le Nord-Ouest Pacifique et la Californie. Plus récemment, la Chine est devenue le premier marché national pour la construction de nouvelles centrales de pompage-turbinage, grâce à son énorme capacité de production d'énergies renouvelables, en pleine croissance, et à une stratégie nationale visant à développer les infrastructures d'équilibrage du réseau.

La physique du stockage de l'énergie gravitationnelle

Modélisation de la densité énergétique

Le principe physique fondamental du stockage par pompage repose sur la conversion entre l'énergie potentielle gravitationnelle et l'énergie électrique. L'énergie potentielle stockée dans une masse d'eau maintenue à une altitude supérieure à celle d'un réservoir inférieur est donnée par l'équation classique de l'énergie potentielle gravitationnelle, ajustée en fonction du rendement global du système :

Étant donné que l'eau a une densité fixe d'environ 1 000 kilogrammes par mètre cube, cette équation peut être réécrite en termes de volume du réservoir plutôt que de masse, ce qui est plus utile à des fins d'ingénierie et de planification de site : [latex]E = eta , rho , V , g , h[/latex]

où ρ représente la masse volumique de l'eau et V le volume d'eau circulant entre les réservoirs. Cette formulation met immédiatement en évidence le principal compromis de conception du stockage par pompage :

C’est pourquoi les sites alpins et montagneux à haute chute, qui peuvent offrir une différence d’altitude de 500 à plus de 1 000 mètres, peuvent atteindre d’énormes capacités de stockage d’énergie avec des réservoirs relativement petits, tandis que les sites à basse chute nécessitent des volumes de réservoir beaucoup plus importants pour stocker une quantité d’énergie comparable.

Comparée au stockage d'énergie par batteries chimiques à volume égal, l'énergie stockée par pompage-turbinage est remarquablement faible. Un système de batteries lithium-ion classique peut stocker plusieurs centaines de wattheures par litre de volume, tandis qu'un mètre cube (1 000 litres) d'eau élevé à 500 mètres, même avec un rendement aller-retour de 85 %, ne stocke qu'environ 1,16 kilowattheure, soit approximativement 1,16 wattheure par litre.

• Cette différence considérable de densité énergétique volumique explique précisément pourquoi le stockage par pompage nécessite des réservoirs de plusieurs millions de mètres cubes et des emprises au sol de plusieurs kilomètres carrés, alors qu'une installation de batteries stockant la même énergie totale pourrait tenir dans un seul entrepôt.
• L'avantage est que le matériau actif sous-jacent pour le PSH, l'eau et la gravité, ne coûte pratiquement rien et ne se dégrade pas, alors que les matériaux actifs des batteries sont fabriqués, ont une durée de vie limitée et représentent un coût d'investissement continu car ils se dégradent et nécessitent un remplacement éventuel.t.

La station de pompage-turbinage du comté de Bath en Virginie, l'une des plus grandes installations de ce type au monde, associe une hauteur de chute d'environ 380 mètres à un volume de réservoir combiné suffisamment important pour supporter une capacité d'environ 3 000 mégawatts et une capacité de stockage d'environ 24 000 mégawattheures, illustrant comment une hauteur de chute relativement modeste, non extrême, combinée à de très grands réservoirs, peut tout de même fournir un stockage à l'échelle du réseau électrique comparable aux plus grandes installations de batteries jamais construites, mais sur une durée mesurée en heures plutôt que sur une durée d'une à quatre heures typique des projets de batteries à l'échelle du réseau.

La relation « Tête contre Flux »

Au-delà du stockage total d'énergie, la puissance de sortie d'une centrale de pompage-turbinage, c'est-à-dire le débit auquel elle peut fournir de l'énergie, dépend d'une autre relation : le produit de la hauteur de chute et du débit volumique d'eau traversant les turbines. Ceci s'exprime par : [latex]P = eta , rho , g , h , Q[/latex]

où P représente la puissance instantanée (en watts) et Q le débit volumique (en mètres cubes par seconde). Cette équation détermine l'une des décisions d'ingénierie les plus importantes dans la conception des centrales hydroélectriques à pression de vapeur : le choix d'une configuration à haute ou basse chute, et la technologie de turbine qui en découle.

Les systèmes à haute chute, généralement définis comme des sites présentant une différence d'altitude supérieure à 150 à 200 mètres environ, peuvent générer une puissance considérable avec des débits relativement modestes, car la chute d'eau représente l'essentiel du travail dans l'équation de puissance. Ceci permet l'utilisation de turbines plus petites et plus rapides, ainsi que de conduites forcées de plus petit diamètre (les canalisations sous pression acheminant l'eau vers les turbines), ce qui réduit les coûts d'investissement par unité de capacité installée pour l'infrastructure hydraulique. Toutefois, les sites à haute chute sont généralement situés en terrain montagneux, ce qui augmente les coûts de creusement de tunnels et de génie civil. Les turbines-pompes réversibles de type Francis dominent cette catégorie, car leur conception à flux radial permet de gérer efficacement les hautes pressions.

Les systèmes à faible chute, généralement installés sur les rivières ou en terrain plat avec des dénivelés inférieurs à 30 à 50 mètres, doivent déplacer d'énormes volumes d'eau pour produire une puissance significative, la chute d'eau contribuant relativement peu à la production. Ceci explique l'utilisation de turbines axiales de grand diamètre et à faible vitesse de rotation, le plus souvent des unités de type Kaplan adaptées au fonctionnement réversible en pompe-turbine, ou, dans certaines applications à très faible chute, des turbines à bulbe. Les centrales à faible chute ont tendance à occuper une emprise au sol plus importante pour leurs voies navigables et leurs centrales hydroélectriques par rapport à leur production, mais elles peuvent être implantées dans des régions sans relief montagneux important, élargissant ainsi la zone géographique de développement viable des centrales hydroélectriques à pompe-turbine. Entre ces deux extrêmes, les sites à chute moyenne, généralement de 50 à 150 mètres, utilisent souvent également des machines de type Francis, bien que la géométrie spécifique de la roue soit optimisée différemment que pour les applications à haute chute afin d'assurer un rendement optimal sur toute la plage de débits prévue pour le fonctionnement de la centrale.

Thermodynamique du cycle

Aucun cycle de pompage-turbinage réel n'atteint la conversion d'énergie idéale prédite par l'équation fondamentale de l'énergie potentielle. Des pertes d'énergie surviennent à de multiples étapes du cycle de pompage-turbinage, et il est essentiel de comprendre où se produisent ces pertes pour appréhender la conception de la centrale et les limites de performance réalistes de cette technologie.

1. La principale source de pertes est le frottement du fluide, qui se produit lorsque l'eau circule dans les conduites forcées, les tunnels et les passages internes de la pompe-turbine. Les pertes par frottement sont proportionnelles au carré de la vitesse d'écoulement ; ainsi, doubler le débit dans une conduite donnée quadruple approximativement les pertes par frottement. pression C’est pourquoi les concepteurs de voies navigables privilégient les tunnels et les conduites forcées de plus grand diamètre, même si leur excavation ou leur fabrication est plus coûteuse. En effet, les pertes d’énergie évitées sur des décennies d’exploitation justifient généralement l’investissement initial plus important. Les pertes par frottement sont présentes à la fois dans le sens du pompage et dans celui de la production, ce qui signifie qu’elles réduisent le rendement global à deux reprises : d’une part, lorsque la centrale fournit un effort supérieur à celui théoriquement nécessaire pour refouler l’eau vers le haut, et d’autre part, lorsqu’une partie de l’énergie potentielle de l’eau est dissipée sous forme de chaleur au lieu d’être convertie en électricité lors de sa descente.
2. Une seconde catégorie de pertes se produit au sein même de la chaîne de conversion électromécanique : les pertes hydrauliques dans la roue de la pompe-turbine (où la géométrie des pales ne correspond pas parfaitement aux conditions d’écoulement sur tous les points de fonctionnement), les pertes mécaniques dans les paliers et les joints d’étanchéité, et les pertes électriques dans les enroulements du générateur-moteur, les transformateurs et les appareillages de commutation associés. Ces pertes sont généralement proportionnellement plus faibles que les pertes par frottement dans les conduites d’eau des centrales modernes bien conçues, mais elles restent néanmoins significatives, notamment parce que la même machine doit fonctionner efficacement dans deux modes de fonctionnement très différents (pompage et production) avec des angles de pales et des caractéristiques d’écoulement optimaux différents.
3. Une troisième catégorie de pertes, plus faible, est l'évaporation à la surface des réservoirs ouverts. Il s'agit d'une perte de fluide caloporteur lui-même, et non d'une perte d'efficacité de conversion d'énergie au sens traditionnel du terme. Cette évaporation réduit néanmoins l'énergie nette disponible pour les cycles suivants et nécessite un apport d'eau d'appoint régulier. Cette perte est fortement dépendante du site et du climat : elle est négligeable dans les climats frais et humides, tandis qu'elle représente un problème opérationnel et environnemental majeur dans les régions arides, un sujet qui sera abordé dans un chapitre ultérieur.

Efficacité aller-retour (EAR)

L'effet cumulatif de toutes ces pertes est mesuré par le rendement global, souvent désigné par l'abréviation « rendement fil-eau-fil », qui correspond à la fraction d'énergie électrique prélevée sur le réseau lors du pompage et finalement réinjectée dans celui-ci lors de la production. Les centrales de pompage-turbinage modernes et bien conçues atteignent généralement des rendements globaux de 70 à 85 %, les installations à vitesse variable les plus modernes, utilisant des pompes-turbines réversibles de pointe, se situant dans la partie supérieure de cette fourchette, tandis que les centrales plus anciennes à vitesse fixe ou celles moins bien implantées se situent plutôt dans la partie inférieure.

Cette gamme de valeurs positionne le stockage par pompage comme globalement compétitif, bien qu'en général légèrement inférieur, au rendement aller-retour des systèmes de batteries lithium-ion modernes, qui atteignent souvent des rendements de l'ordre de 85 à 95 % au niveau des cellules (le rendement au niveau du système, incluant les pertes liées à l'onduleur et à la gestion thermique, est légèrement inférieur). Cependant, la comparaison ne porte pas uniquement sur le rendement :

• Les centrales de pompage-turbinage peuvent maintenir ce niveau d'efficacité sur une durée de vie opérationnelle. durée de vie La durée de vie des infrastructures civiles se mesure en décennies, souvent de 50 à 100 ans, avec une remise à neuf périodique des composants électromécaniques, tandis que celle des systèmes de batteries se dégrade progressivement en capacité et en efficacité sur une durée de vie beaucoup plus courte, généralement mesurée en milliers de cycles ou en 10 à 20 ans avant qu'une perte de capacité importante ne nécessite leur remplacement.
• et les centrales de stockage par pompage peuvent conserver l'énergie (c'est-à-dire l'eau) presque indéfiniment.

Services d'intégration de réseau et de synchronisation

Outre le stockage et la restitution d'énergie, les centrales de pompage-turbinage remplissent une seconde fonction, tout aussi cruciale : assurer la stabilité du réseau électrique en continu. Cette stabilité est due à la nature physique des équipements plutôt qu'à l'eau des réservoirs. Un grand groupe électrogène synchrone tournant à la fréquence du réseau se comporte comme un… volant, résistant automatiquement aux perturbations soudaines de fréquence, et la même machine peut fournir de la puissance réactive pour le soutien de la tension ou redémarrer à partir de zéro un réseau effondré, le tout indépendamment du fait que la centrale soit en fonctionnement actif en pompage ou en production à ce moment-là.

Ce chapitre examine quatre services de réseau distincts fournis par l'hydroélectricité à stockage par pompage :

1. la stabilisation inertielle passive assurée automatiquement par la rotation de la masse,
2. la régulation active de la fréquence effectuée par des systèmes de contrôle à action rapide,
3. le soutien de tension obtenu grâce au fonctionnement synchrone du condenseur sans aucun mouvement d'eau,
4. et la capacité de redémarrage autonome qui fait du PSH l'une des rares technologies capables de redémarrer un réseau totalement hors tension.

À mesure que la production éolienne et solaire, connectée par des onduleurs plutôt que par des machines rotatives, remplace la production synchrone conventionnelle, ces services sont passés d'un avantage secondaire des centrales PSH à l'une des principales raisons pour lesquelles les gestionnaires de réseau les apprécient.

Inertie de rotation physique L'une des contributions les plus importantes, et souvent sous-estimées, des centrales de pompage-turbinage à la stabilité du réseau électrique n'a rien à voir avec l'énergie stockée dans leurs réservoirs : il s'agit de l'inertie de rotation de leurs imposants groupes électrogènes synchrones. Le rotor d'une centrale de pompage-turbinage, généralement un assemblage d'acier et de cuivre pesant plusieurs tonnes et tournant à une fréquence multiple fixe de celle du réseau, emmagasine de l'énergie cinétique de rotation proportionnellement à son moment d'inertie et au carré de sa vitesse de rotation. Cette énergie cinétique stockée est importante car, en cas de déséquilibre soudain entre l'offre et la demande d'électricité sur le réseau, comme la perte inattendue d'un gros générateur ou une brusque augmentation de la demande, la fréquence du réseau commencera à dériver de sa valeur nominale (50 ou 60 hertz) en une fraction de seconde, bien avant que tout système de contrôle ou mécanisme de réponse automatisé puisse réagir. masses en rotation Les machines connectées de manière synchrone au réseau, y compris, mais sans s'y limiter, les unités de stockage par pompage, résistent instinctivement à ce changement de fréquence grâce à une physique newtonienne simple : lorsque la fréquence du réseau diminue, la masse en rotation de chaque machine connectée de manière synchrone cède naturellement une partie de son énergie cinétique pour aider à freiner la baisse, ralentissant ainsi le taux de changement de fréquence et gagnant un temps précieux pour que les systèmes de contrôle automatiques et manuels puissent réagir. Cette contribution inertielle est devenue de plus en plus importante à mesure que les réseaux ont intégré de grandes quantités de production éolienne et solaire, dont une grande partie est connectée au réseau par l'intermédiaire d'onduleurs électroniques de puissance plutôt que de machines tournantes couplées directement, et qui, par conséquent, contribue comparativement peu à l'inertie naturelle. Les gestionnaires de réseaux dans les régions à forte pénétration d'énergies renouvelables, comme l'Irlande, le Royaume-Uni, l'Australie-Méridionale et certaines parties des États-Unis, ont identifié la baisse de l'inertie du système comme un véritable risque opérationnel, car les réseaux à faible inertie subissent des excursions de fréquence plus rapides et plus importantes après toute perturbation donnée, augmentant le risque de déclenchements en cascade des équipements ou, dans des cas extrêmes, de pannes générales du système.

Régulation de fréquence Outre la contribution passive, fondée sur la physique, de l'inertie de rotation, les centrales de pompage-turbinage assurent également des services de régulation active de fréquence. Dans ce cadre, les systèmes de contrôle de la centrale ajustent délibérément la puissance produite (ou la consommation de pompage) en fonction des variations de fréquence du réseau. Ces services sont généralement classés en deux catégories : réponse primaire et réponse secondaire. Toutefois, la terminologie exacte et les exigences en matière de délais varient légèrement selon les gestionnaires de réseau et les régions réglementaires. La réponse primaire en fréquence désigne un ajustement automatique et rapide de la production d'un groupe électrogène, piloté par un système de contrôle local qui surveille en permanence la fréquence du réseau et ajuste la position des aubes directrices de la turbine ou la charge de la pompe quelques secondes après la détection d'un écart, sans intervention d'une salle de contrôle centrale. Cette réponse est généralement proportionnelle à l'amplitude de l'écart de fréquence et est conçue pour agir dans les premières secondes suivant une perturbation, complétant et prolongeant l'effet stabilisateur bref et purement physique de l'inertie de rotation décrit précédemment. La réponse secondaire en fréquence, parfois appelée contrôle automatique de la production ou contrôle de la fréquence de charge, opère sur une échelle de temps plus lente, généralement de quelques dizaines de secondes à quelques minutes, et est coordonnée de manière plus centrale pour rétablir pleinement la fréquence du réseau à sa valeur nominale et pour rétablir l'équilibre souhaité des flux de puissance entre les régions, après que la réponse primaire a stoppé l'excursion initiale de fréquence.

Support de tension et puissance réactive Les centrales de pompage-turbinage peuvent également contribuer au soutien de la tension du réseau grâce à la gestion de la puissance réactive, un service qui, notamment, peut être fourni sans aucun déplacement net d'eau. L'énergie électrique circulant dans un réseau de courant alternatif comporte deux composantes : la puissance active, mesurée en watts, qui permet de réaliser des travaux utiles tels que l'éclairage d'un bâtiment ou le fonctionnement d'une machine. moteurLa puissance réactive, mesurée en voltampères réactifs (VAR), ne produit pas de travail utile directement, mais est essentielle au maintien des niveaux de tension corrects sur l'ensemble du réseau de transport et de distribution. La demande de puissance réactive sur un réseau résulte des caractéristiques inductives et capacitives des lignes de transport, des transformateurs et de nombreux types d'équipements de charge. Un déséquilibre entre l'offre et la demande de puissance réactive entraîne une dérive des niveaux de tension hors des plages de fonctionnement acceptables, ce qui risque d'endommager les équipements ou de provoquer une instabilité du réseau. Le groupe motogénérateur synchrone d'une centrale de pompage-turbinage peut fonctionner en mode compensateur synchrone. Dans ce mode, la machine reste en rotation et connectée au réseau électrique, absorbant ou fournissant de la puissance réactive selon les besoins pour maintenir les niveaux de tension locaux. Elle ne consomme alors que la faible quantité de puissance active nécessaire pour compenser les frottements et autres pertes liées au maintien de la rotation du rotor, et ce, sans pomper ni générer de débit net d'eau dans le système hydraulique. Cette capacité est particulièrement précieuse pour les centrales de pompage-turbinage situées à des points stratégiques du réseau de transport, car elle permet à la centrale de fournir un service de soutien au réseau continu, 24 h/24 et 7 j/7, sans abaisser le niveau du réservoir ni interférer avec son rôle principal d'arbitrage énergétique. Elle offre ainsi aux gestionnaires de réseau un service supplémentaire « gratuit » issu d'une infrastructure qui serait autrement inactive pendant les heures creuses, lorsque la centrale ne pompe ni ne produit d'électricité.

Capacité de démarrage à froid Le rôle le plus spectaculaire que peuvent jouer les centrales de pompage-turbinage pour le réseau électrique est peut-être celui de la capacité de redémarrage autonome : La capacité de redémarrer et de remettre en service une partie du réseau électrique à la suite d'un effondrement total du système ou d'une panne générale, lorsqu'aucune source d'énergie externe n'est disponible sur le réseau pour amorcer le processus de rétablissement. Il s'agit d'une exigence particulièrement contraignante, car la plupart des types de production, y compris la plupart des centrales thermiques, nécessitent leur propre alimentation électrique externe (pour des éléments tels que les pompes de refroidissement, les systèmes de contrôle, les équipements de manutention du combustible et les moteurs de démarrage) avant de pouvoir commencer à produire, ce qui crée un problème de la poule et de l'œuf lors d'une panne générale du système. Les centrales de pompage-turbinage font partie des rares technologies de production d'électricité capables d'assurer un redémarrage autonome. En effet, une unité disposant d'eau dans son réservoir supérieur peut démarrer la production d'électricité en utilisant uniquement l'énergie stockée localement (sous forme de batteries ou de petits groupes électrogènes diesel) pour alimenter ses systèmes de contrôle et auxiliaires essentiels, sans nécessiter de raccordement au réseau électrique. Le processus de redémarrage autonome consiste généralement à utiliser ces sources d'énergie auxiliaires locales pour ouvrir les vannes et mettre en service les systèmes de contrôle de base de l'unité, puis à ouvrir les vannes de régulation pour permettre à l'eau de circuler dans la turbine, ce qui amène l'unité à sa vitesse de synchronisme en mode îloté (c'est-à-dire isolée électriquement, alimentant uniquement ses propres charges auxiliaires locales et éventuellement une petite portion du réseau de transport d'électricité à proximité pour le démarrage initial), puis à étendre progressivement la portion du réseau alimentée à partir de cet îlot initial.

Gestion hydrologique et environnementale

Systèmes en boucle fermée vs systèmes en boucle ouverte

Les centrales de pompage-turbinage sont généralement classées en deux grandes catégories hydrologiques selon leur relation avec les cours d'eau naturels. Les systèmes en circuit fermé, ou « hors rivière », sont conçus de manière à ce que les réservoirs supérieur et inférieur soient isolés hydrologiquement de tout cours d'eau naturel, rivière ou autre masse d'eau à écoulement continu. Ils sont généralement situés en altitude, loin des systèmes de drainage naturels, et sont initialement remplis d'eau provenant de nappes phréatiques, d'une rivière voisine ou d'une autre source d'eau. Ils fonctionnent ensuite comme un circuit largement autonome, avec une interaction minimale avec les écosystèmes aquatiques naturels. boucle ouverte Les systèmes, en revanche, comportent au moins un réservoir, généralement le réservoir inférieur, directement relié à une rivière naturelle ou à un autre cours d'eau, avec un échange d'eau continu ou périodique entre le système de stockage par pompage et le cours d'eau naturel.

Cette distinction comporte d'importantes implications environnementales et réglementaires.

• Les systèmes en boucle fermée sont généralement soumis à un processus d'autorisation environnementale et de réglementation continue nettement plus simple, car ils évitent bon nombre des interactions écologiques directes, telles que le passage des poissons, la perturbation du transport des sédiments et la modification des régimes d'écoulement en aval, qui surviennent lorsqu'un projet est directement connecté à un système fluvial vivant.
• Les systèmes en boucle ouverte, bien qu'offrant parfois des avantages liés au site tels qu'une disponibilité en eau plus fiable ou la proximité des infrastructures existantes, nécessitent généralement une évaluation d'impact environnemental plus approfondie ainsi qu'une surveillance continue et des mesures d'atténuation, répondant à des préoccupations telles que l'entraînement des poissons dans les prises d'eau des pompes et des turbines, les modifications de la variabilité naturelle du débit dont peuvent dépendre les écosystèmes en aval et les changements de la qualité de l'eau dans le système fluvial connecté.

Cette distinction est devenue de plus en plus importante dans le choix des sites pour les nouveaux projets de stockage par pompage, les configurations en circuit fermé hors rivière étant souvent privilégiées dans les juridictions aux réglementations fluviales strictes. écosystème des protections, même lorsque cela nécessite une infrastructure de canalisations ou de tunnels plus importante pour relier le site à une source d'eau externe pour le remplissage initial et l'appoint d'eau.

Atténuation de l'évaporation

L’évaporation de l’eau à la surface des réservoirs de pompage-turbinage représente un enjeu opérationnel (l’eau perdue devant être compensée pour maintenir la capacité de stockage du système, comme indiqué au chapitre 1) et, dans les régions arides, un problème environnemental et social plus large, compte tenu des demandes concurrentes en eau douce pour l’agriculture, l’approvisionnement en eau potable et d’autres usages. Les taux d’évaporation dépendent fortement du climat local : les régions arides et semi-arides subissent des pertes par évaporation nettement supérieures à celles des climats plus frais et humides, et peuvent représenter une part importante des pertes totales d’eau du réservoir dans les climats les plus difficiles.

Plusieurs solutions d'ingénierie ont été développées ou proposées pour atténuer les pertes par évaporation dans les stations de pompage-turbinage en climat aride. Les systèmes de couverture flottante, notamment les panneaux photovoltaïques flottants (abordés plus en détail dans le chapitre consacré aux parcs énergétiques hybrides) ou les structures d'ombrage flottantes dédiées, peuvent réduire considérablement la surface d'eau libre directement exposée au soleil et au vent, les deux principaux facteurs d'évaporation. Le choix de la conception des réservoirs, par exemple en privilégiant des réservoirs plus profonds avec une surface plus réduite pour un volume de stockage donné plutôt que des réservoirs moins profonds et plus étalés, peut également réduire le rapport surface/volume et, par conséquent, les pertes par évaporation. Dans les régions les plus arides, certains promoteurs ont exploré la possibilité d'utiliser des réservoirs souterrains ou partiellement couverts afin de minimiser l'exposition à l'évaporation, une approche qui recoupe largement les concepts de stockage par pompage-turbinage souterrains présentés dans le chapitre suivant.

Avenir et hybridation du PSH

PSH souterrain (UPSH)

L'une des pistes les plus explorées dans le développement des centrales de pompage-turbinage est celle des centrales hydroélectriques souterraines à pompage-turbinage. Dans ce système, le réservoir inférieur est situé non pas en surface, mais dans une mine abandonnée, une caverne de sel artificielle ou une autre cavité géologique profonde, tandis que le réservoir supérieur reste généralement en surface ou à proximité. Cette configuration répond directement à l'une des contraintes les plus persistantes du développement des centrales de pompage-turbinage conventionnelles : la nécessité de disposer de deux sites de réservoir géographiquement appropriés présentant une différence d'altitude importante. Cette exigence limite considérablement le nombre de sites viables dans de nombreuses régions densément peuplées ou topographiquement plates.

En utilisant une cavité souterraine profonde comme réservoir inférieur, le stockage par pompage souterrain permet d'atteindre des hauteurs de chute très importantes, dépassant parfois celles obtenues avec la seule topographie naturelle de surface, tout en réduisant considérablement l'emprise au sol du projet par rapport à une configuration classique à deux réservoirs de surface. Les mines abandonnées constituent une option particulièrement intéressante pour cette approche dans de nombreuses régions, car elles possèdent souvent déjà une grande partie des infrastructures d'excavation et de puits souterrains nécessaires, ce qui peut réduire les coûts de construction par rapport aux cavernes souterraines construites spécifiquement à cet effet, tout en offrant une seconde vie constructive aux sites industriels qui, autrement, resteraient inutilisés après la fin de l'exploitation minière. D'importants défis d'ingénierie subsistent dans cette catégorie émergente, notamment la garantie de la stabilité structurelle à long terme de la cavité souterraine sous les charges de pression cycliques liées au fonctionnement du stockage par pompage, la gestion des interactions avec les eaux souterraines et la résolution des difficultés pratiques liées à l'installation et à la maintenance d'équipements électromécaniques de grande taille en profondeur.

PSH d'eau de mer

Une autre configuration novatrice utilise l'océan lui-même comme réservoir inférieur, un concept généralement désigné sous le nom de centrale hydroélectrique à pompage-turbinage d'eau de mer. Cette approche offre un potentiel d'expansion important des sites viables pour ce type de centrale, notamment pour les régions côtières et insulaires dont le relief intérieur est limité et ne se prête pas aux configurations classiques à deux réservoirs d'eau douce. En effet, elle ne nécessite que l'identification d'un unique site de réservoir supérieur en altitude près du littoral, la mer faisant office de réservoir inférieur quasi illimité et déjà existant.

Outre le défi géographique – la montagne étant située directement sur la côte –, le principal défi d'ingénierie propre au stockage d'eau de mer par pompage réside dans la science des matériaux : chaque composant du système en contact avec l'eau de mer, y compris les roues des turbines de la pompe, les conduites forcées, les vannes et tous les éléments structurels immergés, doit être conçu spécifiquement pour résister aux effets hautement corrosifs de l'eau salée pendant la durée de vie opérationnelle pluridécennale prévue pour une infrastructure de stockage par pompage. Cela nécessite généralement des alliages anticorrosion spécialisés, des revêtements protecteurs ou des systèmes de protection cathodique considérablement plus robustes que ceux requis pour les applications en eau douce. Un autre défi majeur est la bio-encrassement, c'est-à-dire l'accumulation d'organismes marins tels que les balanes, les moules et les algues sur les surfaces immergées et dans les structures de prise d'eau. Ce phénomène peut réduire l'efficacité hydraulique, augmenter les besoins de maintenance et, dans les cas les plus graves, obstruer partiellement les passages d'écoulement. Il est alors nécessaire de mettre en œuvre des stratégies de gestion du bio-encrassement spécifiques, telles qu'un nettoyage mécanique périodique, des revêtements anti-encrassement spécialisés ou un traitement chimique de l'eau d'admission. Toutes ces mesures augmentent la complexité et le coût d'exploitation par rapport à une installation classique en eau douce.

Parcs énergétiques hybrides

Une tendance croissante dans le développement du stockage par pompage consiste à implanter délibérément les installations de stockage par pompage avec d'autres technologies de production d'énergie renouvelable, le plus souvent des installations photovoltaïques flottantes (F-PV) placées directement à la surface des réservoirs, ou des parcs éoliens terrestres situés à proximité de l'installation de stockage par pompage, créant ainsi un parc énergétique hybride intégré qui partage l'infrastructure de transport et qui, dans le cas du solaire flottant, peut apporter des avantages secondaires significatifs à l'exploitation du stockage par pompage elle-même.

L'installation de panneaux solaires flottants à la surface d'un réservoir de stockage par pompage permet de réduire considérablement les pertes d'eau par évaporation, comme expliqué au chapitre suivant, en protégeant la surface de l'eau du rayonnement solaire direct. Ce procédé génère simultanément de l'électricité supplémentaire qui peut alimenter directement les opérations de pompage du site ou être injectée dans le réseau, sans nécessiter d'acquisition de terrains supplémentaires au-delà de l'emprise du réservoir déjà occupée par le projet de stockage par pompage. Le partage des infrastructures d'interconnexion au réseau, notamment les lignes de transport, les sous-stations et les droits de raccordement, qui peuvent représenter une part importante du coût total et du temps de développement du projet, permet à ces configurations hybrides d'améliorer la rentabilité globale des composantes de stockage et de production par rapport à un développement séparé de chacune sur des sites distincts. La co-implantation avec des parcs éoliens offre un avantage connexe mais distinct : étant donné que la production éolienne est souvent mal corrélée dans le temps avec la production solaire et avec la demande globale d’électricité, le fait de disposer à la fois d’une production éolienne et d’un stockage par pompage sur un seul site intégré peut permettre une utilisation plus efficace de la capacité de transport partagée, l’installation de stockage par pompage absorbant la production éolienne pendant les périodes où la production dépasse ce que la liaison de transport peut acheminer vers le réseau plus large, puis libérant cette énergie stockée ultérieurement lorsque la capacité de transport redevient disponible.

PSH modulaire de petite taille

Une dernière voie prometteuse réside dans le développement de petites unités de stockage par pompage modulaires : des systèmes standardisés, fabriqués en usine et « prêts à l’emploi », conçus pour un déploiement rapide à une échelle bien plus réduite que les grandes centrales de stockage par pompage traditionnelles, conçues sur mesure et adaptées à chaque site, qui ont historiquement dominé le secteur. Alors que les grands projets conventionnels de stockage par pompage nécessitent généralement de nombreuses années de conception en génie civil, adaptées à la topographie, à la géologie et à l’hydrologie spécifiques de chaque site, les petits systèmes modulaires visent à standardiser une grande partie des équipements électromécaniques, voire certaines parties de la conception du réservoir ou de l’enceinte de confinement, en modules préfabriqués et reproductibles, pouvant être fabriqués hors site et assemblés relativement rapidement sur différents sites.

Analyse comparative avec d'autres technologies de stockage

Aucune technologie de stockage n'existe isolément, et une compréhension technique complète du stockage par pompage-turbinage nécessite de la situer directement au même niveau que les autres grandes catégories de stockage d'énergie à l'échelle du réseau, qui se disputent les mêmes investissements et le même rôle dans les systèmes électriques modernes. Les points de comparaison les plus pertinents sont les suivants :

• Les systèmes de stockage d'énergie par batteries lithium-ion (BESS) constituent désormais la catégorie de stockage connaissant la croissance la plus rapide au monde.
• stockage d'énergie par air comprimé (CAES), une technologie de stockage mécanique qui partage certaines similitudes conceptuelles avec le PSH
• Les batteries à flux, une technologie électrochimique émergente spécifiquement destinée aux applications de longue durée
• Le stockage à base d'hydrogène convertit l'électricité excédentaire en hydrogène pour une reconversion ultérieure en énergie ou d'autres usages.
• Le stockage d'énergie par volant d'inertie est une technologie purement mécanique, de très courte durée.

Chacune de ces technologies présente une combinaison distincte de forces et de faiblesses selon différentes dimensions, notamment la durée, l'efficacité, le coût, la durée de vie, la flexibilité d'implantation et la rapidité de réponse. Les tableaux ci-dessous organisent ces comparaisons selon les critères les plus pertinents pour la planification et les décisions d'investissement dans les réseaux électriques.

Comparaison selon des critères techniques et opérationnels

Le tableau ci-dessous compare l'hydroélectricité par pompage-turbinage aux principales technologies alternatives de stockage à l'échelle du réseau, selon les critères techniques et opérationnels les plus couramment utilisés dans les études formelles de planification du réseau et les processus d'acquisition de systèmes de stockage.

Comparaison selon des critères économiques

Au-delà des dimensions purement techniques, les décisions d’investissement et d’approvisionnement reposent en fin de compte sur des comparaisons économiques, dont plusieurs ont été introduites dans la discussion sur le LCOS au chapitre 5, mais sont ici développées pour couvrir l’ensemble des technologies alternatives.

Comparaison selon des critères environnementaux et stratégiques

Enfin, l’empreinte environnementale et les considérations relatives aux ressources stratégiques, abordées dans les chapitres précédents spécifiquement pour le PSH, sont résumées ici sous forme comparative pour l’ensemble des technologies alternatives.

Conclusion

L'hydroélectricité par pompage-turbinage occupe une place à part dans le paysage moderne du stockage d'énergie : à la fois la technologie de stockage à grande échelle la plus ancienne et la plus aboutie en exploitation commerciale, et un domaine d'innovation technique en constante évolution, car les exigences évoluent du cycle prévisible de deux cycles quotidiens de l'ère nucléaire aux besoins d'équilibrage beaucoup plus variables et dépendants des conditions météorologiques d'un réseau dominé par les énergies renouvelables. Son principe physique fondamental, résumé par l'équation simple reliant l'énergie stockée à la masse, à la gravité et à l'altitude, est resté inchangé depuis les premières installations alpines des années 1890. Cependant, les détails techniques qui l'entourent, de la conception réversible des pompes-turbines et des groupes électrogènes à vitesse variable aux configurations souterraines et en eau de mer, continuent d'évoluer pour répondre aux nouvelles exigences opérationnelles et aux nouvelles possibilités d'implantation.

Le compromis fondamental de cette technologie – une durée de vie opérationnelle extrêmement longue et une dégradation par cycle très faible – face à un coût d'investissement initial élevé, une forte dépendance à une situation géographique appropriée et de longs délais de développement, garantit que le stockage par pompage-turbinage continuera probablement de jouer un rôle complémentaire plutôt que concurrent au stockage par batteries dans la plupart des réseaux électriques pour l'instant, chaque technologie répondant aux besoins spécifiques qui correspondent le mieux à ses atouts. Alors que les gestionnaires de réseaux du monde entier continuent de faire face à la diminution de l'inertie du système, à la production d'énergies renouvelables de plus en plus volatile et au besoin de ressources de flexibilité à court et à long terme, le stockage par pompage-turbinage, fruit de plus d'un siècle de développement technique continu, demeure un pilier indispensable, bien que géographiquement limité, du parc mondial de stockage d'énergie.

Technologies connexes

• Stockage d'énergie par batterie lithium-ion (BESS) : Le stockage électrochimique offre une réponse rapide et un rendement aller-retour élevé, mais une durée et une durée de vie plus courtes que le PSH.
• Stockage d'énergie par air comprimé (CAES) : L'énergie est stockée en comprimant l'air dans des cavernes souterraines, puis détendue grâce à une turbine pour produire de l'électricité.
• Batteries à flux : Le stockage électrochimique utilisant des électrolytes liquides pompés entre des réservoirs est adapté aux applications de plus longue durée que le lithium-ion.
• Stockage de l'énergie hydrogène : Elle convertit l'électricité excédentaire en hydrogène par électrolyse pour une reconversion ultérieure en énergie ; c'est la solution la plus prometteuse pour le stockage saisonnier.
• Stockage d'énergie par volant d'inertie : stocke l'énergie cinétique dans un rotor en rotation, offrant une réponse très rapide en quelques secondes à quelques minutes, mais d'une durée minimale.
• Pompe-turbine réversible : la machine électromécanique centrale permettant à une seule unité de fonctionner à la fois comme pompe et comme turbine.
• Machine à induction à double alimentation (DFIM) : Technologie de générateur-moteur à vitesse variable qui découple la vitesse de rotation de la fréquence du réseau pour un pompage flexible.
• Ensemble ternaire : une architecture associant des unités de pompe et de turbine séparées sur un arbre commun pour une commutation de mode quasi instantanée.
• Inertie du réseau : l'énergie cinétique stabilisatrice fournie par les grandes machines tournantes comme les unités PSH lors de perturbations de fréquence soudaines.
• Condensateur synchrone : un mode de fonctionnement dans lequel une unité PSH fournit ou absorbe de la puissance réactive pour le soutien de la tension sans déplacement d'eau.
• Capacité de démarrage à froid : La capacité de redémarrer et de réalimenter un réseau électrique effondré en utilisant uniquement l'énergie stockée localement est un service que PSH est bien placé pour fournir.
• Courbe en canard : le profil de demande nette élevé créé par une forte pénétration solaire, un facteur clé du fonctionnement moderne en suivi de charge des PSH.
• Arbitrage énergétique : tirer profit de l'écart entre les périodes de prix bas et de prix élevés de l'électricité en pompant de l'électricité lorsque c'est bon marché et en produisant lorsque c'est cher.
• Coût actualisé du stockage (LCOS) : une mesure répartissant les coûts totaux du cycle de vie d'un actif de stockage sur l'énergie fournie, utilisée pour comparer des technologies ayant des durées de vie différentes.
• Centrale hydroélectrique souterraine à accumulation par pompage (UPSH) : une configuration utilisant des mines abandonnées ou des cavernes géologiques comme réservoir inférieur afin de réduire l'emprise au sol.
• Photovoltaïque flottant (F-PV) : Des panneaux solaires installés sur les surfaces du réservoir permettent de réduire l'évaporation tout en partageant l'infrastructure de transport avec une centrale PSH.

FAQ

Glossaire des termes utilisés

Advanced Encryption Standard (AES): un algorithme de cryptage à clé symétrique établi par l'Institut national des normes et de la technologie des États-Unis, utilisant des chiffrements par blocs avec des tailles de clé de 128, 192 ou 256 bits, conçu pour sécuriser les données électroniques par le biais de processus de substitution et de permutation.

Compressed-Air-Energy Storage (CAES): un système qui stocke l'énergie en comprimant l'air dans des cavernes ou des conteneurs souterrains, la libérant pour actionner des turbines de production d'électricité en cas de besoin, équilibrant ainsi efficacement l'offre et la demande sur les réseaux électriques.

Computer-Aided Engineering (CAE): un ensemble d'outils logiciels qui aident aux processus d'analyse et de conception d'ingénierie, permettant des simulations, des optimisations et des validations des performances des produits grâce à des méthodes numériques et des techniques de modélisation.

Pumped Hydroelectric Energy Storage (PHES): une méthode de stockage d'énergie consistant à utiliser l'électricité excédentaire pour pomper l'eau à une altitude plus élevée, laquelle est ensuite libérée pour produire de l'électricité grâce à des turbines lorsque la demande augmente.

Pumped-Storage Hydroelectricity (PSH): une méthode de stockage d'énergie consistant à utiliser l'électricité excédentaire pour pomper l'eau vers une altitude plus élevée, laquelle peut ensuite être relâchée pour produire de l'électricité lors des pics de consommation en laissant l'eau redescendre à travers des turbines.

Uninterruptible Power Supply (UPS): Dispositif fournissant une alimentation de secours aux équipements connectés en cas de panne de courant, assurant ainsi un fonctionnement continu et une protection contre les fluctuations de tension. Il comprend généralement une batterie, un onduleur et un système de charge pour maintenir l'alimentation et la stabilité.