Calculateur de STEP (station de transfert d’énergie par pompage)

Comment fonctionne ce calculateur de STEP

Une station de transfert d’énergie par pompage (STEP) est une batterie géante rechargeable faite de deux réservoirs à des altitudes différentes. Quand l’électricité est bon marché ou abondante, des pompes montent l’eau dans le réservoir supérieur ; quand on en a besoin, l’eau redescend à travers des turbines. Ce qui est stocké, c’est l’énergie potentielle de pesanteur de l’eau : le volume et la dénivelée (chute) comptent donc autant l’un que l’autre.

Le calculateur part du volume utile, de la chute brute et des caractéristiques des machines, et calcule :

• l’énergie gravitaire théorique et l’électricité réellement fournie après les pertes hydrauliques, de la turbine, de l’alternateur et du transformateur ;
• l’électricité nécessaire pour remonter l’eau, et donc le rendement aller-retour ;
• les heures de turbinage et de pompage à la puissance de la turbine et de la pompe, ainsi que le débit ;
• le marnage du réservoir supérieur et une comparaison en piscines olympiques ;
• les recettes d’arbitrage, le temps de retour simple et le coût actualisé du stockage (LCOS), avec un nombre de cycles plafonné à ce que permettent physiquement les durées de charge et de décharge.

Les formules

ρ = 1 000 kg/m³, g = 9,81 m/s², V en m³, H en m, h_loss = pertes hydrauliques en fraction de la chute (dans chaque sens).

Exemple chiffré : une centrale de 300 MW et 8 heures

Les valeurs par défaut décrivent un réservoir supérieur de 2,5 millions de m³ d’eau utile (1 000 piscines olympiques), 400 m au-dessus du réservoir inférieur, avec des groupes réversibles de 300 MW :

• énergie stockée théorique : 1 000 × 9,81 × 2,5×10⁶ × 400 / 3,6×10⁹ ≈ 2 725 MWh ;
• avec 3 % de pertes hydrauliques dans chaque sens, une turbine à 92 %, une pompe à 91 %, un moteur-alternateur à 98,5 % et un transformateur à 99,5 %, la centrale fournit 2 380 MWh et doit consommer 3 150 MWh pour se remplir, soit un rendement aller-retour d’environ 76 % ;
• cela représente 7,9 heures à pleine puissance et 10,5 heures de pompage ; le réservoir supérieur de 40 hectares baisse d’environ 6 m, peu par rapport à la chute ;
• chaque mètre cube vaut environ 0,95 kWh d’électricité fournie.

En achetant à 45 €/MWh et en revendant à 110 €/MWh sur 300 cycles par an, on dégage une marge d’arbitrage d’environ 36 millions d’euros. Avec un CAPEX de 2 000 €/kW (600 millions d’euros), le temps de retour simple avoisine 19 ans, et le LCOS, énergie de charge comprise (environ 119 €/MWh), dépasse légèrement le prix de vente. C’est normal. Une vraie centrale perçoit aussi des rémunérations de capacité et de services système (réserves, réglage de fréquence, inertie, reconstitution du réseau), que cette vision simplifiée de l’arbitrage laisse de côté.

Comment lire les résultats

• L’énergie fournie par cycle est la capacité de stockage utile au point de raccordement.
• Le rendement aller-retour : chaque MWh fourni coûte 1/RTE MWh d’électricité de charge. À 76 % de rendement, l’écart de prix doit dépasser environ 24 % du prix de vente rien que pour couvrir les pertes.
• La durée de turbinage détermine les services que la centrale peut vendre. Un cyclage quotidien demande 4 à 10 heures ; un transfert hebdomadaire ou saisonnier bien davantage.
• Le marnage : si le niveau d’eau baisse beaucoup par rapport à la chute, la chute en fin de turbinage diminue, et avec elle la puissance et le rendement.
• LCOS ou coût du capital seul : l’écart correspond à ce que vous payez pour l’énergie qui recharge la centrale.

Valeurs typiques

Exemples connus : Dinorwig (Royaume-Uni, ~1,7 GW, ~9 GWh, ~500 m de chute), Goldisthal (Allemagne, ~1,06 GW, ~8,5 GWh, ~300 m) et Bath County (États-Unis, ~3 GW, l’une des plus grandes du monde).

Conseils

• La chute compte plus que le volume. Doubler la chute double l’énergie pour le même barrage, le même diamètre de galerie et le même volume d’eau : c’est pourquoi les sites de haute chute coûtent bien moins cher par MWh.
• Cherchez des réservoirs existants. Associer un lac existant ou une ancienne fosse minière à un nouveau réservoir réduit le coût et l’impact environnemental.
• Dimensionnez séparément puissance et énergie. Les turbines fixent les MW, les réservoirs les MWh ; ajouter du volume coûte souvent peu par rapport à l’ajout de machines.
• Les groupes à vitesse variable peuvent moduler leur puissance en pompage et tirer davantage des services système.
• Comparez avec d’autres options grâce au calculateur LCOE et convertissez les unités avec le convertisseur d’unités d’énergie.

Limites

Le modèle utilise une seule chute moyenne ; la chute réelle varie à mesure que les réservoirs se remplissent et se vident. L’évaporation, les infiltrations, les débits réservés, les limites de rampe et les indisponibilités ne sont pas modélisés. Les recettes ne couvrent que l’arbitrage d’énergie avec un écart de prix constant, et le nombre de cycles est plafonné par les durées de charge et de décharge mais pas par la réalité du marché ; une vraie centrale effectue rarement un cycle complet chaque jour. Les coûts d’investissement dépendent fortement du site, dominés par les galeries, les barrages et la géologie.

Méthode et hypothèses

Intégrer ce calculateur

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