Infrastructure et technologie

Un seul raccordement, à qui on demande six choses

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Le campus est devant la SIERE comme une installation unique qui à la fois produit de l’électricité et en consomme. Cette double qualification n’est pas un accident de paperasse. C’est la conception même : un point de raccordement, quatre actifs derrière lui, une charge continue à côté, et la capacité de faire tourner plusieurs de ces modes en même temps.

À partir de ce seul raccordement, le site est conçu pour fournir :

• Une demande flexible. La charge absorbe de l’énergie que le réseau ne peut placer autrement.
• Du stockage de longue durée. Huit heures à 500 mégawatts, et une réserve d’urgence de trois jours à 75.
• Une puissance ferme et pilotable. Pleine puissance en une dizaine de minutes après l’appel.
• Une réponse rapide. Soutien en fréquence, en tension et en puissance réactive, à l’échelle des secondes et des minutes.
• Le démarrage autonome. La capacité de démarrer sans réseau derrière soi.
• L’exportation. Jusqu’à 1 000 mégawatts vers le réseau provincial.

Le démarrage autonome mérite sa propre phrase. Dès qu’il y a de l’air dans les réservoirs, la centrale peut démarrer sans aucune alimentation extérieure et fonctionner de façon indépendante — ce qui la place sur une courte liste de ressources capables d’aider à rétablir une région après une panne étendue. Très peu d’actifs en Ontario peuvent offrir cela, et aucun de ceux qui le peuvent n’est aussi une forte charge continue.

Un site capable de produire, de stocker, de consommer et d’exporter en même temps n’est pas une centrale à laquelle on a greffé un client. C’est une seule infrastructure qui fait quatre métiers, et le réseau en voit le solde.

Un stockage qui se sert de la géologie au lieu de la construire

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Le stockage d’énergie par air comprimé commence habituellement par une excavation. Il faut creuser ou lessiver une caverne avant de pouvoir ranger le moindre kilowattheure, et cette excavation est à la fois le plus gros coût de la technologie et ce qui peut le plus mal tourner dans un calendrier.

Le stockage de Bedrock existe déjà. Deux réservoirs de gaz naturel épuisés à plus de 500 mètres de profondeur — de la roche poreuse dans des scellements naturels qui ont retenu du gaz sous pression pendant 450 millions d’années, bien en dessous des aquifères qui alimentent les puits locaux. L’un se trouve à côté de la centrale. L’autre est à une dizaine de kilomètres au sud, relié par sa propre conduite enfouie. Ils ont été autorisés au stockage de gaz pendant des décennies avant que la Commission de l’énergie de l’Ontario ne les désigne autrement en 2019.

Deux réservoirs, c’est aussi deux métiers. L’un porte de l’air comprimé. L’autre peut être rendu au stockage de gaz naturel, l’usage pour lequel il était autorisé, et le rétablissement de ces approbations fait partie du plan.

Le fonctionnement du cycle de stockage

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Demande flexible

L’Ontario produit régulièrement plus d’électricité qu’il ne peut en utiliser. Le nucléaire de base ne s’arrête pas la nuit, le vent souffle pendant que la province dort, et la production qui ne peut être placée est écartée — perdue, non payée, évanouie. Charger les réservoirs lui donne un endroit où aller. Les compresseurs sont un acheteur que le réseau n’a pas aujourd’hui.

Stockage de longue durée

Comprimer l’air produit de la chaleur, et la chaleur est ce que la plupart des conceptions jettent. Ici, elle est captée et conservée dans des réservoirs isolés à côté de la centrale pendant que l’air, lui, descend sous terre. Rien ne se dégrade pendant l’attente. Un réservoir peut être cyclé quotidiennement pendant des décennies sans perdre la capacité qu’il avait au premier jour, ce qui n’est pas vrai de toutes les technologies vendues comme étant de longue durée.

Production réactive aux besoins

Quand le réseau la réclame, l’air remonte et retrouve sa propre chaleur emmagasinée en route vers les groupes de production. Rien n’est brûlé pour le réchauffer. Et parce que le site est aussi une charge, il peut charger et décharger des actifs différents dans la même heure — importer vers les compresseurs pendant qu’il exporte depuis les turbines, ou desservir le campus tout en vendant de la puissance à la province.

Rendement aller-retour

Sur 100 unités d’électricité servant à remplir les réservoirs, environ 66 reviennent au réseau.¹ Les deux centrales à air comprimé en service depuis des décennies, Huntorf et McIntosh, en rendent environ 42 et 54, parce qu’elles brûlent du gaz naturel pour réchauffer l’air à la sortie.² Bedrock conserve la chaleur produite à la compression et la restitue à l’air. C’est de là que vient l’écart, et c’est pourquoi rien n’est brûlé dans le cycle de stockage.

Production ferme et réponse rapide

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Les turbines à gaz couvrent ce que le stockage ne peut pas : une semaine de temps gris et sans vent en février, ou une panne ailleurs sur le réseau. Elles sont conçues dès le départ pour fonctionner à l’hydrogène mélangé et pour accueillir la captation du carbone, de sorte que l’actif a un avenir à mesure que l’un et l’autre deviennent praticables, plutôt que d’être échoué quand ils le deviendront.

C’est la partie du plan qui a le plus changé, et elle mérite une réponse franche plutôt que discrète. Un campus qui promet à un client une électricité ferme à chaque heure de l’année ne peut pas reposer sur le stockage seul. La centrale à air comprimé demeure sans combustion. Les turbines sont ce qui rend honnête un engagement en continu, et ce qui rend possible la construction du stockage et des renouvelables qui font le reste du travail.

Les batteries prennent en charge ce qui se mesure en secondes. Sans elles, les grosses machines passent leur vie à courir après le réseau, à tourner à charge partielle là où elles sont le moins efficaces et à s’user plus vite. Avec elles, tout le reste tourne là où il a été conçu pour tourner.

Le poste de sectionnement est le produit

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Les quatre actifs et la charge du campus aboutissent à un seul poste de sectionnement de 500 kV appartenant à Bedrock, relié au réseau provincial par un nouveau poste de commutation sur le corridor qui traverse déjà la propriété. Deux circuits y aboutissent. Si l’un est hors service, le site continue d’importer et d’exporter par l’autre, et n’importe quel actif peut être retiré sans déranger les autres.

Pour l’exploitant du réseau, cela fait du campus une seule ressource à un seul point de raccordement, avec une seule série d’études derrière elle, plutôt que quatre projets qui font la file séparément. Et parce que les lignes sont déjà là, aucun nouveau corridor de transport n’a à être acquis en travers de la ferme de qui que ce soit. Un terrain raccordé est la partie de tout ceci qui ne s’achète pas à la hâte, et c’est celle que Bedrock a mis neuf ans à assembler.

Rien de tout cela n’est une première

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Le stockage par air comprimé fonctionne sur des formations souterraines depuis Huntorf en Allemagne en 1978 et McIntosh en Alabama en 1991 — quelque quatre-vingts années d’exploitation cumulées entre les deux. Les turbines à gaz, les batteries de réseau et les postes de 500 kV sont des équipements industriels ordinaires, fabriqués par des entreprises qui les fabriquent depuis longtemps.

Ce qui est nouveau, c’est l’agencement, et le fait que la géologie, le corridor et le travail réglementaire étaient déjà en place avant même que la première turbine ne soit spécifiée.

En savoir plus sur notre approche

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Comment la charge est modélisée avant que rien ne soit construit : Analytique énergétique. Comment le capital est échelonné face à elle : Investissement stratégique.

Sources

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1. MAN Energy Solutions pour Bedrock Energy Corp., Operating Cycle Calculations Summary : Bayfield and Stanley Connected, Case 7, publié le 9 novembre 2022. Rendement énergétique aller-retour global de 66,9 %, net de la charge auxiliaire, la chaleur de compression étant conservée en stockage thermique. Projection de conception pour la centrale à air comprimé, et non une performance mesurée. ↩
2. « First Megawatt-Scale Isothermal CAES Completion », POWER magazine, 1^er novembre 2013. Rendement d’environ 42 % à Huntorf, en Allemagne, 1978, et de 54 % à McIntosh, en Alabama, 1991. ↩