les 1 er stockages d'electricite par piles apparaissent en metropole

Hydroélectricité à accumulation par pompage (PSH)

L'hydroélectricité à accumulation par pompage est la plus importante technologie de stockage d’électricité au monde, représentant plus de 94% de la capacité de stockage d'énergie installée, bien devant le lithium-ion et d'autres types de batteries.

IHA estime que les projets d'hydroélectricité à accumulation par pompage (PSH) stockent désormais jusqu'à 9 000 gigawattheures (GWh) d'électricité dans le monde.

La technologie est un complément idéal aux systèmes d'énergie propre modernes, car le stockage par pompage peut s'adapter à l'intermittence et à la saisonnalité des énergies renouvelables variables telles que l'énergie éolienne et solaire.

Flexible et polyvalent La flexibilité qu'offre l'hydroélectricité à accumulation par pompage (PSH) grâce à ses services de stockage et de réseau auxiliaire est de plus en plus importante pour garantir des alimentations électriques stables. PSH offre une flexibilité grâce à l'inertie du système, au contrôle de la fréquence, à la régulation de la tension, au stockage et à la puissance de réserve avec des changements de mode rapides et une capacité de démarrage noir.

Tous ces éléments sont essentiels pour soutenir la proportion toujours croissante d'énergie renouvelable variable (ERV) dans les systèmes de réseau. Le stockage par pompage excelle avec une longue durée de décharge et sa capacité de puissance élevée sera cruciale pour éviter la réduction des ERV, réduire la congestion du transport et réduire les coûts globaux et les émissions dans le secteur de l'électricité. En outre, PSH bénéficie de plusieurs avantages distincts par rapport aux autres formes de stockage d'énergie en raison de sa longue durée de vie, de son faible coût à vie et de son indépendance vis-à-vis de la disponibilité des matières premières.

Potentiel futur Selon le rapport sur l'état de l'hydroélectricité de l'IHA, la capacité totale installée de l'hydroélectricité de stockage par pompage était estimée à 158 GW en 2019.

De nombreuses études ont identifié un vaste potentiel pour les sites de stockage par pompage dans le monde entier et il existe de plus en plus de recherches sur les possibilités de modernisation des mines désaffectées, des cavernes souterraines, des barrages non motorisés et des centrales hydroélectriques conventionnelles.

En raison d'un regain d'intérêt pour la technologie, avec plus de 100 projets en cours, l'IHA estime que la capacité de stockage de l'énergie hydroélectrique par pompage devrait augmenter de près de 50% - pour atteindre environ 240 GW d'ici 2030.

Les obstacles à l'hydroélectricité à accumulation par pompage comprennent les réglementations du marché existantes et les cadres politiques qui ne parviennent pas à encourager de nouveaux développements.

Countries with the largest power pumped-storage hydro capacity in 2017[41

] Country Pumped storage generating capacity (GW) Total installed generating capacity (GW)[42] Pumped storage/ total generating capacity

China 32.0 1646.0 1.9%

Japan 28.3 322.2 8.8%

United States 22.6 1074.0 2.1%

Spain 8.0 106.7 7.5%

Italy 7.1 117.0 6.1%

India 6.8 308.8 2.2%

Germany 6.5 204.1 3.2%

Switzerland 6.4 19.6 32.6%

France 5.8 129.3 4.5%

Austria 4.7 25.2 18.7%

South Korea 4.7 103.0 4.6%

Portugal 3.5 19.6 17.8%

Ukraine 3.1 56.9 5.4%

South Africa 2.9 47.3 6.1%

United Kingdom 2.8 94.6 3.0%

Australia 2.6 67.0 3.9%

Russia 2.2 263.5 0.8%

Poland 1.7 37.3 4.6%

Thailand 1.4 41.0 3.4%

Belgium 1.2 21.2 5.7%

Centrale de Bad Creek États-Unis 35° 00′ 40,02″ N, 83° 00′ 52,23″ O 1 065 MW 2

Centrale de Bailianhe Chine 30° 36′ 33″ N, 115° 27′ 15″ E 1 200 3,4

Centrale de Baoquan Chine 35° 28′ 08″ N, 113° 28′ 24″ E 1 200 5

Centrale de Bath County États-Unis 38° 12′ 32″ N, 79° 48′ 00″ O 3 003 6

Centrale de Blenheim-Gilboa États-Unis 42° 27′ 18″ N, 74° 27′ 29″ O 1 160 7

Centrale de Castaic États-Unis 34° 35′ 14″ N, 118° 39′ 23″ O 1 247 8

Centrale de Coo-Trois-Ponts Belgique 50° 23′ 12″ N, 5° 51′ 26″ E 1 164 9

Centrale de Dinorwig Royaume-Uni 53° 07′ 07″ N, 4° 06′ 50″ O 1 728 10

Centrale du Drakensberg Afrique du Sud 28° 34′ 23″ S, 29° 05′ 13″ E 1 000 11

Centrale hydroélectrique d'Edolo Italie 46° 10′ 15″ N, 10° 20′ 52″ E 1 000 12

Centrale d'Entracque Italie 44° 13′ 29″ N, 7° 23′ 10″ E 1 317 13

Centrale de Goldisthal Allemagne 50° 30′ 26″ N, 11° 00′ 18″ E 1 060 14,15,16

Barrage de Grand'Maison France 45° 12′ 21″ N, 6° 07′ 01″ E 1 800MW 17

Centrale de Guangzhou Chine 23° 45′ 52″ N, 113° 57′ 12″ E 2 400 3,18

Centrale de Heimifeng Chine 28° 27′ 35″ N, 113° 00′ 36″ E 1 200 3

Centrale de Helms États-Unis 37° 02′ 13,78″ N, 118° 57′ 53,63″ O 1 200 19

Centrale de Hohhot Chine 40° 59′ 14″ N, 111° 41′ 18″ E 1 224 20

Centrale de Hongping Chine 29° 04′ 30″ N, 115° 19′ 10″ E 1 200N 1 21,22

Centrale de Huizhou Chine 23° 16′ 07″ N, 114° 18′ 50″ E 2 448 4

Barrage de Imaichi Japon 36° 49′ 31″ N, 139° 39′ 58″ E 1 050 23,24

Centrale d'Ingula Afrique du Sud 28° 16′ 54″ N, 29° 35′ 08″ E 1 332 25

Barrage de Kazunogawa Japon 35° 43′ 07″ N, 138° 55′ 47″ E 1 600N 2 26,27

Centrale de Kruonis Lituanie 54° 47′ 56″ N, 24° 14′ 51″ E 1 125N 3 28

Complexe de Linth-Limmern Suisse 46° 51′ 00″ N, 9° 00′ 03″ E 1 140 29,30,31

Centrale de Ludington États-Unis 43° 53′ 37″ N, 86° 26′ 43″ O 1 872 32

Centrale de Malta-Reisseck Autriche 46° 52′ 14″ N, 13° 19′ 46″ E 1 026 33

Centrale de Markersbach Allemagne 50° 31′ 14″ N, 12° 52′ 57″ E 1 050 34,16

Barrage de Matanoagawa Japon 35° 14′ 44″ N, 133° 29′ 30″ E 1 500 35,36

Centrale de Minghu Taïwan 23° 51′ 16″ N, 120° 52′ 13″ E 1 008 37

Centrale de Mingtan Taïwan 23° 50′ 11″ N, 120° 52′ 04″ E 1 602 38,39

Centrale de Muddy Run États-Unis 39° 48′ 29″ N, 76° 17′ 54″ O 1 071 40

Centrale de Northfield Mountain États-Unis 42° 36′ 36,51″ N, 72° 26′ 50,63″ O 1 080 41

Centrale d'Okutataragi Japon 35° 14′ 12″ N, 134° 51′ 23″ E 1 932 42

Centrale d'Okuyoshino Japon 34° 07′ 04″ N, 135° 49′ 16″ E 1 206 43

Centrale hydroélectrique de Presenzano Italie 41° 22′ 53″ N, 14° 05′ 25″ E 1 000 44 C

entrale de Pushihe Chine 40° 25′ 42″ N, 124° 41′ 50″ E 1 200 4

Centrale de Qingyuan Chine 23° 44′ 29″ N, 112° 51′ 43″ E 1 280 29,45

Centrale de Raccoon Mountain États-Unis 35° 02′ 55″ N, 85° 23′ 48″ O 1 530 46

Centrale de Rocky Mountain États-Unis 34° 21′ 20″ N, 85° 18′ 14″ O 1 095 47

Centrale hydroélectrique de Roncovalgrande Italie 46° 04′ 10″ N, 8° 43′ 55″ E 1 016 48

Barrage de Sardar Sarovar Inde 21° 49′ 49″ N, 73° 44′ 50″ E 1 450 49,39

Centrale de Shin Takasegawa Japon 36° 28′ 26″ N, 137° 41′ 23″ E 1 280 24,35

Barrage de Shintoyone Japon 35° 07′ 33″ N, 137° 45′ 38″ E 1 125 35

Centrale hydroélectrique de Siah Bishe Iran 36° 13′ 04″ N, 51° 18′ 18″ E 1 040 50,51

Centrale de Tai'an Chine 36° 13′ 19″ N, 117° 02′ 31″ E 1 000 3

Centrale de Tamahara Japon 36° 46′ 56″ N, 139° 03′ 23″ E 1 200 24

Centrale de Tianhuangping Chine 30° 28′ 13″ N, 119° 36′ 21″ E 1 836 3

Centrale de Tongbai Chine 29° 12′ 11″ N, 120° 59′ 50″ E 1 200 3

Centrale de Tumut-3 Australie 35° 36′ 42″ S, 148° 17′ 29″ E 1 500 52

Centrale de Vianden Luxembourg 49° 57′ 08″ N, 6° 10′ 38″ E 1 096N 4 53,54,29

Centrale de Xiangshuijian Chine 31° 06′ 46″ N, 118° 17′ 31″ E 1 000 3

Centrale de Xianyou Chine 25° 31′ 55″ N, 118° 33′ 14″ E 1 200N 5 55,56

Centrale de Xilongchi Chine 38° 32′ 14″ N, 113° 16′ 24″ E 1 200 57

Centrale de Yangyang Corée du Sud 38° 00′ 37″ N, 128° 32′ 34″ E 1 000 58,59

Centrale de Yixing Chine 31° 18′ 55″ N, 119° 45′ 37″ E 1 000 3,60

Centrale de Zagorsk Russie 56° 28′ 55″ N, 38° 11′ 28″ E 1 200 61,62

Centrale de Zhanghewan Chine 37° 46′ 28″ N, 114° 03′ 30″ E 1 000 63,64 * P.= puissance nette ; ** Réf.= références Centrale de

Fengning Chine 41° 40′ 40″ N, 116° 29′ 47″ E 3 600 2019 65

Centrale de Kannagawa Japon 36° 00′ 18″ N, 138° 39′ 09″ E 2 820N 6 2020 66,67,68

Centrale du Dniestr Ukraine 48° 30′ 49″ N, 27° 28′ 24″ E 2 268N 7 2017 69,70

Centrale Snowy 2.0 Australie 35° 46′ 53″ S, 148° 27′ 13″ E 2 000 2026 71

Centrale de Jixi Chine 30° 11′ 07″ N, 118° 46′ 57″ E 1 800 2018 29,72

Centrale de Liyang Chine 31° 14′ 17″ N, 119° 22′ 35″ E 1 500 2017 73

Centrale de Huanggou Chine 45° 22′ 42″ N, 129° 37′ 44″ E 1 200 2019 74

Centrale d'Upper Cisokan Indonésie 6° 56′ 52″ S, 107° 13′ 07″ E 1 040 2017 75,76

Barrage de Tehri Inde 30° 22′ 40″ N, 78° 28′ 50″ E 1 000 2022 77

Centrale de Zagorsk-2 Russie 56° 28′ 25″ N, 38° 11′ 26″ E 840 2017 78

Centrales en Europe

Pays Localité P.*(MW) date MS** Réf.**

* Barrage d'Alqueva Portugal Alentejo 518MW 2013 80

Bajina Basta Serbie 614 1982 81

Čapljina Bosnie-Herzégovine 500 1979 82

Le Cheylas France Isère 480MW 1979 83

Čierny Váh Slovaquie Východná 735 1982 84

Centrale de La Coche France Savoie 310MW 1975 85

Cortes - La Muela Espagne Communauté valencienne 910 1989 86

Cruachan Royaume-Uni Écosse 400 1965 87

Dalešice République tchèque Dalešice 452 1978 88

Dlouhé stráně République tchèque Loučná nad Desnou 700 1996 89

Centrale de Ffestiniog Royaume-Uni Pays de Galles 360 1963 90

Lac Noir France Haut-Rhin 50MW 1934 91

,92 Limberg-II Autriche Salzbourg 480 2012 93

Kopswerk II Autriche Vorarlberg 525 2008 94

Centrale de Montézic France Aveyron 910MW 1982 95

Centrale de Revin France Ardennes 800MW 1976 96

Superbissorte France Savoie 748MW 1986 97

Thisavros Grèce Macédoine grecque 384 1996 98

Centrale de Wehr Allemagne Bade-Wurtemberg 910 1976 99

Żarnowiec Pologne Pomérani e 680 1983 100

Energy storage power plants of at least 10 MW / 10 MWh

Name Type Capacity Country Location Year MWh MW hrs

Gateway Energy Storage Battery, lithium-ion 230 230 1 United States Otay Mesa, California 2020

Ruien Energy storage Battery, lithium-ion 32 25 1.2 Belgium

Ruien Albadyia Power Generation Plant Battery, lithium-ion 12.6 3 4Jordan Mafraq North of Jordan 2019

Terhills Battery, lithium-ion ? 18.2 ? Belgium Terhills 2018

NLCIL[clarification needed] Battery, Lithium-ion 8 16 0.5 India Andaman & Nicobar Islands 2020

Hyundai & Korea Zinc energy storage system Battery, lithium-ion 150 ? ? South Korea Ulsan 2018

Smarter Network Storage Battery, lithium-ion 10 6 1.65 United Kingdom England, Bedfordshire,

Leighton Buzzard AES Kilroot Power Storage Battery ? 10 ? United Kingdom Northern Ireland, Kilroot 2016

Hokkaido Battery Storage Project (provisional name) Battery, vanadium redox flow 60 15 Japan Hokkaido 2015

Yerba Buena Battery Energy Storage System Pilot Project Battery, sodium-sulfur 24 4 6 United States California, East San Jose

McIntosh CAES Plant Compressed air storage, in-ground natural gas combustion 2,860 110 26 United States Alabama, McIntosh 1991

Solana Generating Station Thermal storage, molten salt 1,680 280 6 United States Arizona, Gila Bend 2013 Huntorf CAES Plant Compressed air storage, in-ground natural gas combustion 870 290 3 Germany Huntorf,

Elsfleth 1978 Primus Power Modesto Wind Firming Energy Farm Battery, zinc chlorine redox flow 75 25 3 United States California,

Modesto Notrees Wind Energy Storage Project Battery, lithium-ion 24 36 0.67 United States Texas,

Notrees WEICAN Durathon Battery Project Battery, sodium-nickel chloride 20 10 2 Canada Prince Edward Island,

North Cape 2013 Laurel Mountain Battery, lithium-ion 8 32 0.25 United States West Virginia,

Elkins Battery Energy Storage System (BESS) Battery, nickel cadmium 6.7 27 0.25 United States Alaska, Fairbanks 2003

Angamos Battery, lithium-ion 6.6 20 0.33 Chile Mejillones, Antofagasta

Beacon New York Flywheel Energy Storage Plant Flywheel 5 20 0.25 United States New York,

Stephentown Beacon Hazle Township Pennsylvania Plant Flywheel 5 20 0.25 United States Pennsylvania,

Hazle Township Los Andes Battery, lithium-ion 4 12 0.33 Chile Atacama, Copiapó Kahuku Wind Farm Battery, advanced lead acid 3.7 15 0.25 United States Hawaii, Oahu

Next Gen CAES using steel piping Compressed air storage, modular 40.5 9 4.5 United States New York,

Queens National Wind and Solar Energy Storage and Transmission Demonstration Project Battery, lithium iron phosphate 36 6 6 China Hebei,

Zhangbei Tehachapi Energy Storage Project Battery, lithium-ion 32 8 4 United States California, Tehachapi 2014

Guodian Supply-Side Energy Storage Project Battery, lithium-ion 10 5 2 China Liaoning,

Jinzhou National Wind and Solar Energy Storage and Transmission Demonstration Project (II) Battery, lithium-ion 16 4 4 China Hebei,

Zhangbei PG&E Vaca Battery Energy Storage Pilot Project Battery, sodium-sulfur 14 2 7 United States California, Vacaville

Anchorage Area Battery Energy Storage System Battery, lithium-ion 15 25 0.6 United States Alaska,

Anchorage Milton NaS Battery Energy Storage System Battery, sodium-sulfur 14.4 2 7.2 United States West Virginia,

Milton Churubusco NaS Battery Energy Storage System Battery, sodium-sulfur 14.4 2 7.2 United States Indiana,

Churubusco Andasol Solar Power Station Thermal storage, molten salt 1,031 134.7 7.5 Spain Granada,

Guadix Project brine4power EWE Gasspeicher Battery, salt water, polymers, redox flow 720 5.83 120 Germany Lower Saxony,

Jemgum Bokpoort CSP Thermal storage, molten salt 450 50 9 South Africa Northern Cape Province,

Globershoop KaXu Solar One Thermal storage, molten salt 300 100 3 South Africa Northern Cape Province,

Pofadder Hornsdale Power Reserve Battery, lithium-ion 193.5 150 Australia South Australia, Jamestown 2017

Khi Solar One Thermal Storage, Steam 100 50 2 South Africa Northern Cape Province,

Upington Lake Bonney Battery Energy Storage System Battery 52 25 Australia Millicent, South Australia 2019

Gannawarra Energy Storage System Battery 50 25 Australia Kerang, Victoria 2018

Ballarat Energy Storage System Battery 30 30 Australia Ballarat, Victoria 2018

Bluffton NaS Energy Storage System Battery, sodium-sulfur 14.4 2 7.2 United States Ohio,

Bluffton UC San Diego SGIP Energy Storage Project Battery 10 5 2 United States California, San Diego

Dalrymple ESCRI battery Battery 8 30 Australia Stansbury, South Australia 2018

Dalian VFB - UET / Rongke Power Battery, vanadium redox flow 800 200 4 China Liaoning, Dalian

il y longtemps que des piles avaient ete installées pour stocker l'electrcite outre mer , reunion , corse , martinique ,guadeloipe , guyane avec 12MWh recemment

mais avec le reseau solide et les nombreuses capacités de stockage par pompage turbinage en metropole il n'y en avait pas encore malgre le developpement de l'eolien et surtout du solaire , la source d'electricite la moins chere ,ce qui fait que toute ugmentation de production electrique dans notre pays est en solaire.

Mais cela vient , 6MWh et 6 MW à Azur dans les Landes , 7MW en Bretagne , et en tout 318 MWh de stockage par batteries en France . On remarque que comme ailleurs dans le monde aucun projet de stockage par hydrogéne n'est lancé.

L'hydrogéne fait perdre 75% de l'electricite que l'on veut stocker contre 20% pour les piles et coute plus cher par MWh restitué que les piles .

"Les huit projets retenus relatifs à la période 2021-2027 représentent une capacité totale de 151,1 MW (93 MW pour les batteries et 58,1 MW pour l’effacement). Les huit autres projets relèvent de la période 2022-2028 et cumulent une capacité de 225,7 MW (159,7 MW pour les batteries et 66 MW pour les effacements).

Message complété le 21/02/2021 16:41:39 par son auteur.

Un site de 5600 batteries sera relié au réseau électrique en mai 2021. Situé en Bourgogne, il stockera le courant issu des parcs éoliens de la région. En lissant offre et demande d'électricité, il préfigure un réseau plus flexible, intégrant les énergies renouvelables intermittentes.

L'ensemble des batteries (Lithium ion NMC pour Nickel, Manganèse, Cobalt) du site pourra stocker jusqu'à 24 MWh, soit l'équivalent de la production de 5 éoliennes ou de la consommation de 10.000 foyers, selon RTE.

Aucune présence humaine ne sera nécessaire sur site. Tout sera piloté à distance par un système baptisé NAZA (Nouveaux Automates de Zones Adaptatifs). Il s’appuiera sur des données en temps réel sur l’état du réseau pour déclencher automatiquement le stockage/déstockage de l’électricité dans les batteries et ce, en moins d'une seconde.

La prochaine étape interviendra le 17 novembre 2020, avec la mise sous tension des batteries. Une phase de 6 mois de tests lui succèdera, avant la mise en service prévue en mai 2021, lorsque le site sera relié au réseau de transport d'électricité.