Le cylindre métallique de 230 tonnes émet un bourdonnement rugissant lorsqu’il tourne à 600 tours par minute, entraînant une pompe enterrée sous terre qui donne un nouveau sens à l’idée de pousser l’eau vers le haut d’une colline.
Loin de l’analogie d’une tâche impossible, il s’agit du cœur d’une centrale électrique portugaise visant à montrer que pomper de l’eau à 7 km d’une montagne peut être un élément essentiel – et commercialement viable – d’un système énergétique alimenté par les énergies renouvelables.
Construite par la société espagnole Iberdrola pour un coût de 1,5 milliard d’euros, cette installation située dans une vallée fluviale rocheuse du nord du Portugal est connue sous le nom de centrale de pompage-turbinage.
Mais les initiés ont un autre nom pour le réservoir situé au sommet de la montagne. Il s’agit d’une « batterie à eau » – de concept rudimentaire, de conception complexe et très efficace pour stocker l’énergie.
La centrale de Tâmega récupère l’excédent d’électricité du réseau, principalement généré par l’énergie éolienne et solaire, et l’utilise pour pomper l’eau d’un réservoir inférieur vers un réservoir supérieur.
En examinant sa surface bleue et placide, Rafael Chacón Llorente, directeur du projet d’Iberdrola pour le complexe, a déclaré : « Lorsque le niveau de l’eau atteint 885 mètres au-dessus du niveau de la mer, la batterie est complètement chargée. »
Puis, aux heures de pointe, lorsque le réseau nécessite plus d’énergie, le système est inversé à la demande. Une porte s’ouvre et la gravité ramène des millions de litres d’eau dans un tunnel chaque minute. La pompe devient une turbine et fait tourner le cylindre métallique dans l’autre sens, générant ainsi de l’électricité à un coût nul.
La production d’électricité est importante. Le réservoir supérieur a une capacité de 880 mégawatts, soit environ un quart de celle d’Hinkley Point C, qui est en passe de devenir la plus grande centrale nucléaire du Royaume-Uni.
Étant donné que Tâmega peut produire jusqu’à 24 heures, la quantité totale d’énergie stockée là-bas est de 21 GWh, soit suffisamment pour charger 400 000 batteries de véhicules électriques ou alimenter 2,4 millions de foyers au Portugal pendant une journée complète.
Un tel stockage constitue un complément essentiel au rôle mondial croissant de l’énergie éolienne et solaire dans la production d’électricité sans émissions de carbone. Cependant, le défi pour les entreprises est de trouver les conditions idéales pour rendre les nouveaux projets de pompage hydroélectrique économiquement attractifs.
Le problème que l’hydroélectricité par pompage résout est la variabilité de l’énergie éolienne et solaire. D’une part, le soleil ne brille pas toujours et le vent ne souffle pas toujours.
D’un autre côté, lorsque le soleil brille et que le vent hurle, les panneaux solaires et les turbines rotatives produisent bien plus d’électricité que ce qui peut être consommé à un moment donné. Étant donné que les réseaux électriques ne peuvent gérer aucun excédent, l’électricité doit être stockée quelque part, sinon elle sera perdue.
Ce besoin de stockage ne fera qu’augmenter à mesure que les énergies renouvelables se développeront. Le Portugal disposait de 61 pour cent de son électricité à partir de sources renouvelables en 2023 et vise 85 pour cent d’ici 2030. D’ici la même échéance, l’Espagne veut atteindre 81 pour cent.
Dans une centrale comme celle de Tâmega, le surplus d’électricité peut être utilisé pour « charger » le réservoir, souvent pendant la journée. Puis le soir, lorsque les lumières et les appareils électroménagers sont allumés dans les maisons, la pompe passe en mode turbine et génère de l’électricité.
Diego Díaz Pilas, responsable mondial des projets et de la technologie d’Iberdrola, a déclaré que les batteries chimiques ont également un rôle à jouer dans le stockage en réseau : Iberdrola envisage d’étendre la capacité mondiale de ses projets de batteries à 3 GWh. Mais leur échelle est plus petite que celle de l’hydroélectricité pompée, tant en termes de puissance brute que de durée pendant laquelle elles peuvent produire de l’électricité à pleine capacité (deux à quatre heures pour les batteries lithium-ion, contre environ une journée entière à Tâmega).
« Lorsque vous avez beaucoup d’énergie solaire, elle se marie très bien avec les batteries, car l’énergie solaire se produit pendant la journée et les batteries peuvent être déchargées lorsque le soleil ne brille pas », a déclaré Díaz Pilas. « Mais quand il y a aussi beaucoup d’énergie éolienne – et 50 pour cent de l’électricité proviendra du vent en Europe vers 2030 – il faut vraiment stocker de grandes quantités d’énergie. »
Le stockage par pompage existe depuis un siècle. De nombreuses installations, comme la centrale de Drax à Cruachan en Écosse, ont été construites dans les années 1960 pour stocker les surplus d’électricité des centrales nucléaires. Aujourd’hui, l’hydroélectricité pompée représente plus de 90 pour cent du stockage mondial d’électricité, dont une grande partie aux États-Unis, selon l’Agence internationale de l’énergie.
Mais il en faut davantage. En Espagne et au Portugal, Iberdrola dispose de 100 GWh de stockage par pompage existant et de 170 GWh supplémentaires en construction ou en préparation. La Chine a de grands projets pour construire encore plus.
Une fois construites, les centrales ont une longue durée de vie et deviennent des jeux d’arbitrage sur le prix de l’électricité. À Tâmega, Iberdrola achète de l’électricité au réseau pour la pomper lorsqu’elle est bon marché, puis la revend lorsqu’elle est chère. Dans le système électrique portugais, le prix moyen hors pointe était de 54 € par MWh, contre un prix en pointe de près de 78 €. « C’est comme ça qu’on fait de la marge », a déclaré Díaz Pilas.
Un autre champion du pompage-turbinage est Malcolm Turnbull, ancien Premier ministre australien qui, lorsqu’il était au pouvoir, a orchestré le projet d’entreprise publique. Enneigé 2.0 projet, devenu synonyme d’explosions de coûts et qui devrait être achevé en 2028 pour un prix de 8 milliards de dollars (12 milliards de dollars australiens).
« Tous ceux qui disposent d’un système de pompage hydroélectrique sont très heureux. . . Je peux vous dire qu’ils gagnent tous de l’argent », a-t-il déclaré dans ses nouvelles fonctions à la tête de l’Association internationale de l’hydroélectricité. « Le problème, c’est le coût d’en construire de nouveaux. »
Les dépenses en capital requises sont énormes et la construction peut prendre six ans ou plus. Iberdrola a obtenu un prêt de 650 millions d’euros de la Banque européenne d’investissement pour Tâmega. Les promoteurs doivent également négocier des procédures d’autorisation complexes et une forte opposition de la part des résidents et des environnementalistes aux projets de démolition de maisons et d’inondation des habitats naturels.
C’est pourquoi Iberdrola a déclaré qu’elle avait besoin de plus d’incitations que la simple fourchette de prix. À Tâmega, où l’entreprise dispose d’une licence du gouvernement portugais pour opérer pendant 70 ans, elle reçoit également un flux constant de paiements du « marché de capacité », qui sont payés par le gestionnaire de réseau en échange d’un approvisionnement garanti et d’autres services à maintenir. le réseau stable.
Au Royaume-Uni, les sociétés énergétiques regardent la situation avec envie. L’Écosse dispose d’un potentiel considérable pour utiliser l’hydroélectricité pompée pour stocker l’électricité produite par l’énergie éolienne. L’usine de Cruachan de Drax est rentable, mais principalement grâce aux contrats d’approvisionnement signés alors que les prix de l’énergie étaient élevés.
Ian Kinnaird, directeur des actifs écossais chez Drax, a déclaré que le cadre réglementaire britannique « n’est pas assez bon ».» pour les nouveaux projets car il n’est pas adapté aux longs délais de réalisation du pompage-turbinage. Des réformes sont nécessaires, a-t-il ajouté, pour « réduire les risques » liés au financement des investisseurs.
Chez Iberdrola, Díaz Pilas a déclaré : « Nous n’avons pas besoin de quelque chose d’extraordinaire. . . Nous avons simplement besoin d’autorisations plus rapides et d’une stabilité du cadre réglementaire. C’est vraiment drôle que nous parlions ici d’une technologie vieille de près de 100 ans, mais elle est tellement importante pour l’avenir.
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