La réserve de puissance de Hornsdale et ce que cela signifie pour le stockage des batteries sur le réseau

Les énergies renouvelables ont longtemps été présentées comme un élément essentiel dans la lutte contre l’urgence climatique mondiale croissante. Les gouvernements ont mis du temps à agir, mais les prix continuent de baisser et les arguments en faveur des énergies renouvelables se renforcent de jour en jour.

Cependant, les énergies renouvelables ont toujours eu du mal à résoudre le problème de la disponibilité. L’énergie solaire ne fonctionne que lorsque le soleil brille et les éoliennes uniquement lorsque le vent souffle. La solution évidente consiste à créer une sorte de grande batterie connectée au réseau pour stocker l’énergie excédentaire pendant les périodes creuses et à l’utiliser pour soutenir le réseau lorsque la production d’énergies renouvelables est faible. De nos jours, c’est une idée viable, comme l’a prouvé l’Australie du Sud en 2017.

Le 28 septembre 2016, l’État d’Australie-Méridionale a été confronté à une tempête sans précédent. Les rafales de vent ont dépassé 120 km/h et des pluies torrentielles ont menacé d'inonder les zones basses. Au milieu du chaos, d’importantes lignes de transmission et interconnexions ont été endommagées et l’ensemble du réseau est tombé en panne. 1,7 million de personnes se sont retrouvées soudainement sans électricité.

Heureusement, dans les heures qui ont suivi, la civilisation est restée debout. Les équipes d’urgence ont réussi à redonner vie au réseau relativement rapidement, la plupart des régions de l’État étant opérationnelles en 24 heures. Malgré cela, l'incident a rapidement été utilisé comme un ballon de football politique, le gouvernement fédéral pro-charbon au pouvoir rejetant directement la faute sur l'utilisation intensive des énergies renouvelables par l'État. Cela s’est avéré faux, mais a donné lieu à un débat plus approfondi sur l’amélioration de la résilience du réseau et l’utilisation du stockage sur réseau lorsque la production solaire et éolienne n’est pas pratique.

La polava a attiré l’attention d’Elon Musk, qui a lancé le gant. Une solution de stockage sur batterie installée dans les 100 jours suivant la signature du contrat – ou c'est gratuit. D'autres milliardaires ont pris la parole et le gouvernement de l'État a lancé le projet. La construction a effectivement commencé avant la signature du contrat, le 29 septembre 2017, et la batterie a été achevée 55 jours plus tard, techniquement bien avant la date prévue. Certains l'ont dénoncé comme un coup de pub, mais la Hornsdale Power Reserve arbore désormais la plus grande batterie lithium-ion au monde, connectée directement au réseau.

La batterie telle qu'installée dispose de 129 MWh de stockage, utilisant des cellules lithium-ion Samsung 21700, similaires à celles de la Tesla Model 3. Capable d'un taux de décharge maximal de 100 MW, à pleine inclinaison, la batterie peut fonctionner pendant un peu plus d'une heure. Cependant, dans le fonctionnement quotidien, la batterie n’est pas utilisée de cette manière. Au lieu de cela, la batterie est conçue pour fonctionner de plusieurs manières différentes pour répondre aux besoins du réseau.

Trois heures de production à 30 MW (ou 90 MWh de capacité) sont réservées au déplacement de charge. C’est là que l’excès d’énergie renouvelable est stocké dans la batterie lorsque le réseau n’en a pas besoin. Cette électricité est ensuite revendue sur le marché aux heures de pointe, lorsque les prix de l’électricité sont plus élevés.

À côté de cela, 70 MW de production sont réservés au maintien de la stabilité du réseau. Les réseaux électriques nécessitent une gestion minutieuse de leurs nombreux générateurs connectés, afin de garantir que la tension et la fréquence du réseau restent dans des limites acceptables. Ceci est réalisé en maintenant un équilibre entre l’offre et la demande d’électricité sur l’ensemble du réseau. Les changements soudains de l'offre ou de la demande nécessitent des réactions rapides de la part des générateurs connectés afin d'éviter des excursions majeures qui peuvent risquer de mettre le réseau hors ligne ou de conduire à des pannes d'électricité répétées. Cela se produit généralement lorsqu'un générateur important tel qu'une centrale à charbon tombe en panne, ou lorsqu'un feuilleton se termine en Angleterre et que des milliers de foyers allument tous la bouilloire en même temps. Ceci est appelé contrôle de fréquence et services auxiliaires (FCAS) sur le marché local et est généralement géré par des générateurs alimentés au gaz, qui peuvent répondre sur des échelles de temps allant de quelques secondes à quelques minutes.

La batterie Hornsdale est cependant capable de temps de réponse beaucoup plus rapides. Le 14 décembre 2017, le générateur à charbon Loy Yang A s'est arrêté, provoquant la perte soudaine de 560 MW de production du réseau. Lorsque la fréquence principale est tombée à 49,8 Hz, en quelques millisecondes seulement, l'installation de Hornsdale a fourni 7,3 MW au réseau pour maintenir la fréquence sur une période de plusieurs minutes, tandis que d'autres infrastructures étaient mises en ligne. Cette capacité de décharge rapide a permis à la batterie de battre les autres générateurs. Cela a permis aux propriétaires de la batterie, Nueon, de réaliser d'importants bénéfices grâce à la fourniture de services FCAS au réseau, en prenant 55 % du marché aux opérateurs existants. Des plaintes ont été déposées selon lesquelles le système de facturation existant n'est pas assez rapide pour compenser correctement les propriétaires de la batterie pour sa production, car le système a été conçu à l'origine autour de la génération conventionnelle, qui est plus lente à réagir.