Les données ATB 2022 pour l’hydroélectricité à accumulation par pompage (PSH) sont présentées ci-dessus. Les coûts en capital et les caractéristiques des ressources de l’année de référence sont tirés d’une évaluation nationale des ressources PSH en boucle fermée réalisée par le Département américain de l’énergie (DOE) HydroFILS Projet D1 : Amélioration des représentations de l’hydroélectricité et de la PSH dans les modèles d’expansion de la capacité. L’évaluation des ressources et les hypothèses de coûts sont documentées par (Rosenlieb et al., 2022). Cet effort n’a pris en compte que les systèmes en boucle fermée en raison de leurs impacts environnementaux relativement faibles, de sorte que les configurations en boucle ouverte et autres ne sont pas incluses dans ces estimations. Les coûts d’exploitation et de maintenance et l’efficacité aller-retour sont basés sur des estimations pour un système de 1 000 MW rapportées dans le DOE 2020 Évaluation des coûts et des performances de la technologie de stockage d’énergie du réseau. (Mongird et al., 2020). Les changements projetés dans les coûts d’investissement sont basés sur l’étude DOE Hydropower Vision (DOE, 2016) et assument différents degrés d’amélioration de la technologie et d’apprentissage technologique.
Les trois scénarios d’innovation technologique sont les suivants :
- Scénario conservateur d’innovation technologique (scénario conservateur) : aucun changement par rapport aux coûts CAPEX et O&M de référence jusqu’en 2050
- Scénario d’innovation technologique modérée (scénario modéré) : aucun changement par rapport aux coûts CAPEX et O&M de référence jusqu’en 2050, conformément au scénario de référence de l’étude DOE Hydropower Vision (DOE, 2016)
- Scénario d’innovation technologique avancée (scénario avancé) : Réductions de CAPEX de 12 % d’ici 2050 sur la base d’améliorations des processus et de la conception, ainsi que d’une fabrication de pointe, de nouveaux matériaux et d’autres améliorations technologiques, conformément à Advanced Technology dans l’étude DOE Hydropower Vision (DOE, 2016); aucun changement à O&M.
Catégorisation des ressources
La catégorisation des ressources à partir d’une évaluation nationale des ressources PSH en boucle fermée est décrite en détail par (Rosenlieb et al., 2022). Les sites individuels sont identifiés à l’aide d’algorithmes géospatiaux pour délimiter les limites potentielles des réservoirs, exclure les réservoirs qui violent les critères potentiels techniques (par exemple, terres protégées, habitat essentiel), trouver tous les appariements de réservoirs possibles, puis éliminer les réservoirs qui se chevauchent pour produire l’ensemble le moins coûteux de non -des paires de réservoirs qui se chevauchent. Les données sous-jacentes sont spécifiques au site, mais pour l’ATB, les classes de ressources sont regroupées par coût en capital de sorte que chaque classe contient une quantité à peu près égale du potentiel total de capacité nationale de PSH. Le regroupement est effectué au niveau national pour les tableaux de données ci-dessous, et d’autres représentations utilisent des groupes de coûts spécifiques à la région pour mieux représenter la distribution des caractéristiques du site dans chaque région. Les caractéristiques physiques et les statistiques sur les coûts en capital pour chaque classe ATB sont incluses dans le tableau ci-dessous.
| Classe ATB | Nombre total de sites identifiés | Capacité de production totale (GW) | Capacité de production du site (MW) | Coût en capital (2020$/kW) | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Moyen | Min | Max | Moyen | Min | Max | |||
| Classe 1 | 340 | 189 | 557 | 182 | 3 328 | 1 912 $ | 1 200 $ | 2 138 $ |
| Classe 2 | 472 | 188 | 397 | 163 | 1 500 | 2 292 $ | 2 138 $ | 2 416 $ |
| Classe 3 | 523 | 188 | 359 | 153 | 1 382 | 2 526 $ | 2 416 $ | 2 620 $ |
| Classe 4 | 629 | 188 | 298 | 138 | 959 | 2 729 $ | 2 621 $ | 2 831 $ |
| Classe 5 | 653 | 187 | 286 | 120 | 1 028 | 2 923 $ | 2 831 $ | 3 006 $ |
| Classe 6 | 736 | 188 | 256 | 106 | 1 036 | 3 089 $ | 3 006 $ | 3 171 $ |
| Classe 7 | 760 | 187 | 247 | 101 | 1 203 | 3 256 $ | 3 171 $ | 3 341 $ |
| Classe 8 | 810 | 187 | 231 | 105 | 965 | 3 423 $ | 3 341 $ | 3 501 $ |
| Classe 9 | 874 | 187 | 214 | 87 | 790 | 3 584 $ | 3 501 $ | 3 667 $ |
| Classe 10 | 927 | 187 | 202 | 90 | 1 028 | 3 755 $ | 3 667 $ | 3 839 $ |
| Classe 11 | 960 | 188 | 195 | 82 | 1011 | 3 931 $ | 3 839 $ | 4 023 $ |
| Classe 12 | 1 001 | 187 | 187 | 89 | 811 | 4 123 $ | 4 023 $ | 4 232 $ |
| Classe 13 | 1 071 | 188 | 175 | 82 | 720 | 4 357 $ | 4 233 $ | 4 486 $ |
| Classe 14 | 1 069 | 187 | 175 | 71 | 609 | 4 654 $ | 4 486 $ | 4 850 $ |
| Classe 15 | 944 | 188 | 199 | 67 | 619 | 5 266 $ | 4 850 $ | 6 981 $ |
| Totaux | 11 769 | 2 814 | ||||||
| Classe ATB | Volume du réservoir (gigalitres) | Tête hydraulique (m) | Distance entre les réservoirs (m) | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Moyen | Min | Max | Moyen | Min | Max | Moyen | Min | Max | |
| Classe 1 | 4.3 | 1.0 | 43,5 | 693 | 332 | 1531 | 3 700 | 1184 | 4498 |
| Classe 2 | 3.6 | 1.3 | 20.6 | 585 | 300 | 940 | 3 695 | 1342 | 4497 |
| Classe 3 | 3.6 | 1.4 | 21.6 | 520 | 300 | 800 | 3 678 | 994 | 4498 |
| Classe 4 | 3.2 | 1.3 | 15,0 | 480 | 300 | 751 | 3 649 | 1080 | 4499 |
| Classe 5 | 3.3 | 1.3 | 16.1 | 442 | 300 | 669 | 3 648 | 674 | 4497 |
| Classe 6 | 3.1 | 1.2 | 15.1 | 418 | 300 | 624 | 3 647 | 713 | 4497 |
| Classe 7 | 3.1 | 1.2 | 17.6 | 400 | 300 | 566 | 3 640 | 811 | 4498 |
| Classe 8 | 3.0 | 1.2 | 14.1 | 378 | 300 | 592 | 3 645 | 700 | 4497 |
| Classe 9 | 2.9 | 1.0 | 12.7 | 369 | 300 | 553 | 3 682 | 560 | 4499 |
| Classe 10 | 2.8 | 1.1 | 16.0 | 355 | 300 | 510 | 3 673 | 780 | 4499 |
| Classe 11 | 2.7 | 1.1 | 14.4 | 346 | 300 | 510 | 3 705 | 966 | 4499 |
| Classe 12 | 2.7 | 1.2 | 13.1 | 335 | 300 | 498 | 3 765 | 661 | 4499 |
| Classe 13 | 2.6 | 1.2 | 11.6 | 327 | 300 | 471 | 3 815 | 911 | 4499 |
| Classe 14 | 2.7 | 1.1 | 9.8 | 319 | 300 | 469 | 3 898 | 1128 | 4499 |
| Classe 15 | 3.1 | 1.1 | 9.1 | 312 | 300 | 430 | 3 980 | 1860 | 4499 |
Descriptions des scénarios
Les réductions de coûts dans le scénario avancé reflètent divers types d’innovations technologiques qui pourraient être appliquées aux installations PSH. Ces innovations potentielles, qui sont discutées dans la feuille de route de la vision hydroélectrique du DOE (DOE, 2016)sont largement similaires aux voies technologiques pour l’hydroélectricité sans pompage.
| Modularité | Nouveaux matériaux | Pompes et turbines écologiques | Concepts innovants en boucle fermée | |
|---|---|---|---|---|
| Descriptions de la technologie | Systèmes drop-in qui minimisent les travaux de génie civil et maximisent la facilité de fabrication | Matériaux alternatifs pour le détournement de l’eau (par exemple, conduites forcées) | Approches innovantes pour améliorer la performance environnementale | Des conceptions hors rivière permettant une meilleure combinaison des performances économiques et environnementales |
| Répercussions | Réduction du coût des travaux de génie civil | Réduction des coûts des matériaux de construction | Réduction des coûts d’atténuation environnementale | Réduction des coûts environnementaux et augmentation de la modularité et de la standardisation |
| Références | (DOE, 2016) | (DOE, 2016) | (DOE, 2016) | (DOE, 2016) |
Technologie représentative
La procédure d’évaluation de la ressource nécessite plusieurs spécifications de conception à définir en amont, et pour la ressource incluse dans l’ATB, celles-ci incluent une hauteur de barrage fixe de 30 m, une hauteur de chute hydraulique minimale de 300 m et une distance maximale du réservoir de 15 fois la hauteur de tête (Rosenlieb et al., 2022). Les volumes des réservoirs supérieur et inférieur sont également supposés être à moins de 20 % l’un de l’autre. Compte tenu des spécifications techniques résultantes de chaque paire de réservoirs, la centrale (turbine, générateur et équipement électrique) peut être dimensionnée de manière flexible pour une paire de réservoirs donnée, et ici toutes les données supposent que la centrale est dimensionnée pour exactement 10 heures de durée de stockage (c’est-à-dire, un maximum de 10 heures de production à capacité nominale).
Méthodologie
Cette section décrit la méthodologie pour développer des hypothèses pour CAPEX, O&M et l’efficacité aller-retour.
Dépenses en capital (CAPEX)
Les coûts d’investissement sont d’abord calculés pour chaque site à l’aide du modèle de coût PSH de l’Université nationale d’Australie (Andrew Blakers et al., 2019) ajusté pour utiliser un facteur d’éventualité de projet de 33 % au lieu de l’hypothèse de base de 20 % afin de mieux s’aligner sur les autres technologies et les pratiques de l’industrie américaine. Le modèle de coût utilise les caractéristiques du réservoir et de la centrale électrique comme données d’entrée dans les équations généralisées pour le coût en capital de nuit du PSH. Ces coûts bruts sont ensuite calibrés pour mieux correspondre aux attentes de l’industrie hydroélectrique en multipliant les coûts du site par un facteur égal au ratio de l’estimation centrale CAPEX dans (Mongird et al., 2020) pour une installation de 1 000 MW en 10 heures au CAPEX médian de tous les sites dans la plage de capacité de 900 à 1 100 MW (Mongird et al., 2020). Ce facteur est égal à 1,51, et en raison de la quantité limitée de données de coût disponibles, ce facteur est appliqué uniformément à tous les sites. Les coûts de connexion au réseau sont ensuite ajoutés en fonction de la distance entre l’emplacement de la centrale électrique (supposé au niveau du réservoir inférieur) et le nœud de ligne de transmission à haute tension le plus proche. (Maclaurin et al., 2021). L’évaluation des coûts est décrite plus en détail dans (Rosenlieb et al., 2022).
Les cartes ci-dessous tracent les CAPEX médians dans chaque état pour chacune des 15 classes de ressources lorsque les sites individuels sont regroupés par coût séparément pour chaque état. Certains États n’ont identifié aucun site, en grande partie en raison de différences d’élévation insuffisantes pour répondre à un critère de hauteur de tête minimale de 300 m. Le rapport entre la distance entre les réservoirs et la hauteur de chute (rapport L/H) est également indiqué pour les sites individuels. L’affichage comprend également des liens vers un graphique à barres et un affichage tabulaire. Le diagramme à barres montre des données plus granulaires pour chaque zone d’équilibrage définie dans le système régional de déploiement d’énergie (Roseaux) modèle d’extension de capacité (Ho et al., 2021) ainsi que le coût en capital moyen du PSH de l’État. Le tableau permet de filtrer les données par classe et zone d’équilibrage pour afficher les données spécifiques à la région ou à la classe.
Coûts d’exploitation et de maintenance (O&M)
(Mongird et al., 2020) caractériser les coûts d’exploitation et d’entretien des PSH à l’aide d’une revue de la littérature des sources récemment publiées de données sur les coûts et les performances des PSH. Pour l’ATB 2022, nous utilisons des estimations de coûts pour une centrale de 1 000 MW, dont les coûts de main-d’œuvre par capacité de production d’électricité sont inférieurs à ceux d’une installation plus petite. Les coûts d’exploitation et de maintenance comprennent également les coûts des composants pour l’entretien standard, la remise à neuf et la réparation. Les réductions des coûts d’exploitation et de maintenance ne sont pas projetées car les composants techniques pertinents sont supposés être matures, de sorte qu’ils sont constants et identiques dans tous les scénarios.
Efficacité aller-retour
L’efficacité aller-retour est également basée sur une revue de la littérature par (Mongird et al., 2020), qui rapportent une fourchette de 70 % à 87 % dans plusieurs sources. La valeur de 80 % est prise comme estimation centrale, et aucune amélioration n’est prévue ni dans (Mongird et al., 2020) ou ici parce que les composants techniques concernés sont supposés matures. Ainsi, l’efficacité aller-retour est constante et identique dans tous les scénarios.
Références
Les références suivantes sont spécifiques à cette page ; pour toutes les références dans cet ATB, voir Références.
