Les accumulateurs solaires constituent un sujet délicat. S’agit-il vraiment d’un avantage écologique et économique si l’on produit du courant d’origine solaire, de jour, au tarif élevé, puis qu’on le restitue de nuit, au bas-tarif? Les unités de stockage domestiques peuvent présenter un intérêt dans la mesure où les distributeurs d’électricité reconnaissent leur utilité dans la gestion du réseau et s’ils rétribuent cette fonction. Si, partout où cela est possible, on peut renoncer aux vieilles structures tarifaires basées sur l’alternance jour/nuit destinées à se débarrasser de la charge de base nocturne qui n’est pas modulable, le principe peut être économiquement rentable. Le fait est que la problématique du stockage n’est pas nouvelle et la question de la charge de base n’est plus essentielle, ce qu’il s’agit de régler, c’est un ajustement de l’offre à la demande.
La liste qui suit illustre le fait que depuis des décennies déjà les accumulateurs d’électricité ne représentaient qu’une des technologies possibles, par rapport à la force hydraulique et aux accumulateurs de chaleur qui sont largement utilisés. Toutes les start-ups ne verront pas leurs initiatives couronnées de succès, mais il n’y a pas de raison de tergiverser quant à la construction de nouvelles unités de production d’énergie renouvelable. Dans les grandes centrales (notamment thermiques) exploitées jusqu’à présent, la production ne peut être modulée en fonction de la consommation que lentement, dans les installations à énergies renouvelables par contre, le courant peut simplement ne pas être livré.
Le Boston Consulting Group prévoit un grand potentiel pour les réservoirs d’air comprimé; la piste de l’hydrogène est également très prometteuse.
Du courant au gaz
Il s’agit de la transformation de courant d’origine solaire en hydrogène, le cas échéant en méthane et après un stockage saisonnier, une transformation en courant électrique. On ne peut retrouver que 50 % du courant initial, mais si par exemple la chaleur résiduelle est utilisée pour la production d’eau chaude, le système peut être considéré comme suffisamment efficace.
Pour des maisons comprenant plusieurs familles, Exytron fournit des systèmes pour la transformation de courant d’origine solaire en hydrogène puis en méthane.
Etogas, qui appartient au groupe Hitachi a déjà réalisé quelques projets d’envergure en Allemagne.
12 centrales d’une puissance allant jusqu’à 6 MW ont été installées en Allemagne (p.ex.: chez Audi).
Réservoirs à air comprimé
Deux projets de grande envergure, d’une puissance de plus de 200 MW, sont exploités en Allemagne et aux Etats-Unis depuis des décennies; comme ceux-ci ne fonctionnent pas adiabatiquement, le rendement au cours d’un cycle ne dépasse pas les 50 %. Avec un système adiabatique innovant des rendements par cycle de plus de 70 % sont possibles. Des cavernes ou des ballons immergés peuvent par exemple servir d’unités de stockage.
Enairys, de Lausanne, produit des systèmes de taille moyenne à petite de 60 kWh.
Airlight avec Alacaes, également une entreprise suisse, utilise une caverne rocheuse.
Hydrostor, entreprise canadienne
Sorelectric, du Royaume-Uni
Smart-CAES, de Dresser-Rand, des Etats-Unis
ainsi que Man D&T, Sigma, Brayton Energy and Higview Power sontégalement actifs dans le domaine.
Stockage par gravité
Pourquoi ne pas simplement lever des charges et stocker ainsi en hauteur une énergie potentielle?
Parce que pour stocker un kWh seulement, un bloc de 100 tonnes doit être levé de 3,6 m environ. Malgré cela de nombreuses entreprises sont actives dans ce domaine:
Energy Vault, une entreprise suisse qui imagine une grande installation avec grue(s).
Gravicity, une entreprise du Royaume-Uni, prévoit des poids en sous-sol.
Heindl Energy, une entreprise allemande, prévoyant également des poids en sous-sol.
… et Siemens Gamesa planchent sur des systèmes thermoélectriques avec unités de stockage de grande capacité.