Bedrock Energy Corp.
Technologie
L’Ontario a passé quinze ans à bâtir de l’éolien et du solaire. Le plus difficile n’a jamais été de produire de l’électricité propre. Le plus difficile, c’est de l’avoir sous la main à dix-huit heures, par un soir de janvier sans vent, au moment où la province en a le plus besoin. C’est le problème que ce site est conçu pour résoudre.
Notre approche
Rendre l’énergie propre assez fiable pour bâtir dessus
Décarboner un réseau n’a jamais consisté à remplacer une technologie par une autre. La question est de savoir ce qu’on construit, où on l’installe et ce qui couvre les heures que la météo ne couvre pas. L’infrastructure informatique qui s’érige en parallèle pose la même question, mais plus vite. Les deux exigent trois réponses à la fois : la constance, pour que l’électricité soit là à chaque heure de l’année ; la diversité, pour qu’aucune ressource ne porte seule la charge ; et des coûts qui baissent plutôt que de monter à mesure que le système s’assainit.
Aucune technologie ne livre les trois. Une combinaison le peut : quatre actifs sur un même raccordement, dimensionnés pour servir une charge continue en tout temps et vendre le surplus au réseau.
C’est aussi de là que vient l’argument des coûts. L’éolien et le solaire chargent le stockage au lieu d’être écrêtés, et les réservoirs comme le raccordement existent déjà.
Centre énergétique Bedrock
Capacité de production et de stockage sur le site
Capacité par actif
Le vent souffle et la province n’a pas besoin de l’électricité. Le surplus part sous terre sous forme d’air comprimé et dans les batteries plutôt que d’être écrêté, et le campus fonctionne sur ce qui a été stocké plus tôt. Les turbines restent à l’arrêt.
La demande ontarienne est à son sommet. Les turbines alimentent le campus derrière le compteur pendant que l’air comprimé et les batteries vendent à la pointe, l’heure où le réseau manque d’électricité. Ce que produisent l’éolien et le solaire continue d’alimenter les batteries.
Des jours de froid et de calme, avec peu de vent et peu de soleil. Le stockage seul ne peut pas porter une semaine : les turbines tiennent le campus et les batteries absorbent les écarts. Ce qui reste de production renouvelable va aux batteries.
Le solaire est à plein régime. Les batteries en absorbent les pointes, l’air est comprimé avec ce qui reste, et le campus fonctionne sur l’énergie renouvelable à mesure qu’elle arrive. Rien n’est brûlé.
À titre indicatif. Les capacités sont celles déposées à la SIERE ; la répartition du travail entre les actifs varie selon la météo, les prix et les besoins du réseau.
Pourquoi quatre actifs, et non un seul
Réunissez sur un même terrain du stockage de longue durée, de la production ferme, des batteries à réponse rapide et un seul raccordement au réseau, et chacun compense les faiblesses des autres. Le stockage porte le cycle quotidien. La production porte les longues accalmies. Les batteries portent les secondes. Le raccordement permet aux trois d’agir comme une seule ressource plutôt que comme trois ressources concurrentes.
Cette combinaison fait trois choses utiles à la fois.
Elle rend l’électricité fiable. Un hôpital, une usine ou un campus informatique a besoin de la même électricité à chaque heure de l’année, et paiera pour cette certitude. Une seule ressource propre ne peut pas la promettre. Un parc diversifié le peut, et c’est ce qui transforme une production intermittente en un produit pour lequel quelqu’un peut signer un contrat.
Elle empêche de gaspiller de la bonne énergie. L’Ontario produit régulièrement plus d’électricité qu’il peut en consommer et, lorsque le réseau ne peut l’absorber, cette production est bridée — perdue, non payée, disparue. Le stockage est l’endroit où la mettre. L’énergie achetée quand elle abonde et restituée quand elle se fait rare est une énergie moins chère, et un système qui a un endroit où mettre son surplus n’a pas à bâtir autant de capacité pour les quelques heures par année où la demande atteint sa pointe.
Elle fait travailler plus fort les énergies renouvelables déjà construites. C’est l’aspect qui compte le plus pour les émissions, et il passe facilement inaperçu. Chaque mégawattheure d’éolien ou de solaire stocké plutôt que perdu est un mégawattheure qui remplace quelque chose qui brûlerait plus tard dans la journée. Les éoliennes et les panneaux autour de ce site ne changent pas, mais une plus grande part de ce qu’ils produisent parvient à quelqu’un. Le stockage accroît le rendement utile d’une production renouvelable qui existe déjà, ce qui est une façon bien moins coûteuse de réduire le carbone que d’en construire davantage pour la brider à son tour.
Stockage d’énergie par air comprimé
L’idée la plus ancienne ici, et celle que personne d’autre au Canada ne peut copier rapidement.
Quand l’électricité est bon marché et abondante, le site l’achète et la fait passer dans des compresseurs. Comprimer de l’air produit de la chaleur, et cette chaleur est ce que la plupart des conceptions jettent. Ici, elle est captée et conservée dans des réservoirs isolés à côté de la centrale.
L’air comprimé lui-même descend sous terre, dans des réservoirs de gaz naturel épuisés à plus de 500 mètres de profondeur. Ce sont des formations de roche poreuse scellées par la géologie, qui ont retenu du gaz naturel sous pression pendant 450 millions d’années. Elles se trouvent bien en dessous des aquifères qui alimentent les puits locaux, et elles ont été autorisées à stocker du gaz pendant des décennies avant que la Commission de l’énergie de l’Ontario ne leur retire cette désignation en 2019.
Les deux gisements sont distincts et n’ont pas à remplir la même fonction. L’un reçoit l’air comprimé. L’autre peut être rendu au stockage de gaz naturel, l’usage pour lequel il était autorisé jusqu’à ce que la Commission de l’énergie de l’Ontario lui retire cette désignation en 2019, et le rétablissement de ces autorisations fait partie du plan. De l’air dans un réservoir et du gaz dans l’autre : très peu de sites disposent d’une telle souplesse.
Quand le réseau a besoin de récupérer l’électricité, l’air remonte et retrouve sa propre chaleur stockée en route vers les groupes de production. Rien n’est brûlé pour le réchauffer. La centrale atteint sa pleine charge en une dizaine de minutes à partir de l’arrêt, soutient 500 mégawatts pendant huit heures et, en situation d’urgence, peut maintenir 75 mégawatts pendant trois jours — une réserve dans laquelle le réseau peut puiser quand cela compte le plus.
Production ferme
Des turbines au gaz naturel couvrent les heures que le stockage ne peut pas couvrir : 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 en mélange et pour accueillir le captage du carbone, de sorte que l’actif a un avenir à mesure que ces deux options deviennent pratiques, plutôt que de se retrouver délaissé quand elles le seront.
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, et un projet qui prétendrait le contraire ne survivrait pas à son premier hiver rigoureux. 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 énergies renouvelables qui font le reste du travail.
Batteries à réponse rapide
Deux blocs qui assurent le travail qui se mesure en secondes et en minutes : maintenir la fréquence stable, absorber une variation soudaine, combler l’écart pendant qu’une machine plus grosse démarre.
Sans elles, les gros équipements passent leur vie à courir après le réseau, à tourner à charge partielle là où ils sont le moins efficaces, et s’usent plus vite. Avec elles, les turbines et la centrale de stockage fonctionnent là où elles sont censées fonctionner. Les batteries sont aussi la première chose construite sur le site, ce qui permet au projet de commencer à générer des revenus avant que le reste soit achevé.
Un seul raccordement, pas quatre
Les quatre actifs aboutissent à un seul poste de sectionnement appartenant à Bedrock, sur le corridor de 500 kV d’Hydro One qui traverse déjà la propriété. N’importe quel actif peut être mis hors service sans faire déclencher les autres.
C’est plus important qu’il n’y paraît. Pour l’exploitant du réseau, le site est une ressource à un seul point de raccordement, appuyée sur une seule série d’études, plutôt que quatre projets en file d’attente chacun de leur côté. Et comme les lignes sont déjà là, aucun nouveau corridor de transport n’a à être acquis à travers la ferme de qui que ce soit pour l’atteindre.
Des réservoirs, pas des cavernes
La plupart des projets d’air comprimé doivent creuser ou lessiver une caverne avant de pouvoir stocker quoi que ce soit. C’est le plus gros coût de construction de la technologie, et ce qui peut le plus faire déraper l’échéancier.
Les réservoirs de Bedrock existent déjà. Ils retiennent du gaz sous pression depuis bien avant que quiconque songe à y mettre de l’énergie, ce qui constitue à la fois l’argument technique et l’argument environnemental : la formation est éprouvée, et la réutiliser signifie que les puits qui y mènent seront correctement caractérisés et entretenus pendant des décennies.
Pas une première du genre
Le stockage par air comprimé fonctionne dans des formations souterraines depuis Huntorf, en Allemagne, en 1978, et McIntosh, en Alabama, en 1991 — quelque quatre-vingts années d’exploitation cumulées à elles deux. L’ingénierie est maîtrisée et les équipements sont fabriqués par des entreprises qui les fabriquent depuis longtemps.
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