L’air comprimé, bientôt la technologie idéale pour stocker localement l'énergie ?

Les priorités agricoles ont été un facteur clé dans le récent rejet par un conseil municipal d’un projet de stockage d’énergie à air comprimé (CAES) proposé par Bedrock Energy en Ontario, Canada, laissant la startup géothermique américaine sans le soutien municipal nécessaire pour entrer dans le processus d’approvisionnement en stockage de la province.

Le centre de stockage d’énergie Willow Rock conclut un accord de départ de 60 MW avec Clean Energy Alliance. Le site est le premier projet à grande échelle d’Hydrostor aux États-Unis.

Le projet Roumanie de Hagag Europe et Airengy exploitera la technologie AirBattery de stockage d’énergie de longue durée de cette dernière avec des cavernes souterraines de sel pour atteindre finalement une capacité de stockage de 5 GWh. Airengy a indiqué à ESS News que les opérations commerciales devraient commencer début 2028.

Qui dit stockage et flexibilités ne dit pas forcément batteries. La chaleur se révèle être aussi une alternative prometteuse. Des sels fondus aux cavités salines en passant par la géothermie, des technologies offrent une solution de stockage de longue durée, capable de transformer les surplus d’électricité renouvelable en énergie utilisable toute l’année.

Un an après sa création (en mars), la start-up grenobloise Shifted Energy remet le stockage d’électricité par air comprimé sur le devant de la scène. Longue durée, car elle entend bientôt savoir stocker l’énergie plus de 10 heures.

Le nouveau compresseur est décrit comme le système de stockage d'énergie par air comprimé (CAES) monobloc le plus puissant au monde, avec une pression de refoulement maximale de 10,1 MPa et un rendement de 88,1 %.

Le centre de stockage d'énergie de Willow Rock fournira 50 MW d'électricité à six membres de California Community Power.

Une nouvelle centrale de stockage d'énergie par air comprimé adiabatique (CAES) de 2,4 GWh est désormais opérationnelle dans la province du Jiangsu. Cette centrale CAES de grande envergure utilise des sels fondus et du stockage d'eau thermique sous pression pour atteindre un rendement élevé, l'électricité étant produite par deux unités de 300 MW.

La Chine s’apprête à étendre son parc de stockage d’énergie par air comprimé avec la construction d’une centrale géante d’une capacité de plusieurs gigawattheures. Une installation capable d’injecter de l’électricité sur le réseau pendant environ six heures.

Le projet de stockage de 60 MW/600 MWh est implanté à proximité d'une centrale photovoltaïque de 250 MW, ce qui permet un haut niveau d'autosuffisance en énergie verte.

Des chercheurs chinois ont étudié la stabilité à long terme de cavités salines reliées horizontalement et utilisées pour le stockage d'énergie par air comprimé. Ils ont constaté qu'environ 85 % des cavités salines existantes en Chine conviennent à cette configuration.

ZCGN poursuit la construction de l'une des plus grandes installations de stockage d'énergie par air comprimé du pays, motivée par le besoin croissant d'une intégration fiable des énergies renouvelables au réseau électrique.

Des scientifiques britanniques ont constitué une nouvelle base de données sur les projets de stockage d'énergie par air comprimé adiabatique. Grâce à ces données, ils ont pu déterminer le taux d'apprentissage et identifier les conditions de viabilité économique de cette technologie. Selon leurs conclusions, les coûts ont diminué de 15 % par an depuis 2013.

Hydrostor, un développeur canadien de stockage d'énergie de longue durée, a obtenu un financement de 82,6 millions de dollars australiens (54,7 millions de dollars) pour soutenir son projet de centre de stockage d'énergie Silver City de 200 MW/1,6 GWh en Australie.

Des scientifiques chinois ont simulé un système avancé de stockage d'énergie par air comprimé adiabatique, auquel ils ont ajouté un coussin gonflable élastique surmonté d'une lourde charge. L'analyse énergétique, exergétique et économique du système a montré que, grâce au poids constant de la lourde charge, le niveau de pression de l'airbag reste inchangé pendant le fonctionnement.

Dans la course au stockage d’énergie par air comprimé, le français Segula Technologies joue la carte de la modularité pour s’adapter aux besoins des industries. Un pari intéressant pour permettre l’optimisation des énergies renouvelables locales.

Une nouvelle étude a révélé que l’installation de systèmes de stockage d’énergie à air comprimé dans des puits de pétrole et de gaz abandonnés pourrait améliorer l’efficacité du système de 9,5 %.

Parmi les systèmes de stockage, celui par air comprimé est intrinsèquement intéressant. Jusqu’ici, il coûtait toutefois encore trop cher de le mettre en œuvre. Mais des chercheurs ont peut-être trouvé une solution.

Segula Technologies a lancé son produit Remora Stack, une solution de stockage d'air comprimé isotherme conteneurisée dont l'entreprise affirme qu'elle est efficace à 70 %.

Hydrostor a obtenu un financement par obligations convertibles alors qu'elle continue de construire un stockage d'énergie à air comprimé à grande échelle et de longue durée.

La centrale de stockage d’énergie, d’une valeur de 191,40 millions d’euros, a une capacité de 300 MW/1 800 MWh et utilise une grotte de sel souterraine.

Zhongchu Guoneng Technology Co., Ltd. (ZCGN) a lancé le plus grand projet de stockage d'énergie à air comprimé au monde en Chine. La centrale de stockage d'énergie de 207,8 millions de dollars a une capacité de 300 MW/1 800 MWh et utilise une grotte de sel souterraine.

Corre Energy, un spécialiste néerlandais du stockage d'énergie de longue durée, s'est associé au service public Eneco pour réaliser son premier projet de stockage d'énergie à air comprimé (CAES) en Allemagne. Eneco acquerra 50% du projet.

L'identification des fuites, des inefficacités et de la surconsommation dans les systèmes d'air comprimé à l'aide du boîtier de surveillance FTMg Premium permet de réaliser des économies dans les processus de production.