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Les atouts du stockage d’énergie décentralisé

Jean-Charles Guézel |  le 08/06/2012  |  EnergieEnergies renouvelablesEuropeAlpes-MaritimesInternational

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Chaleur et électricité -

Parce que l’éolien et le solaire sont des énergies intermittentes, leur exploitation en local comme leur intégration aux réseaux posent problème. La solution : le stockage. Un outil certes coûteux mais appelé à devenir rentable.

Voila dix ans, le chiffre aurait paru totalement farfelu. Quoi qu’il en soit, c’est bien 80 % d’énergies renouvelables (EnR) que l’Allemagne espère totaliser dans son « mix » énergétique à l’horizon 2050, indique Berthold Goeke, directeur du département « énergies renouvelables » au ministère allemand de l’Environnement. Rappelé à l’occasion d’une conférence franco-allemande organisée le 22 mai à l’ambassade française de Berlin, ce chiffre, en hausse très nette par rapport aux 35 % prévus pour 2020, témoigne de la confiance de nos voisins dans leur capacité non seulement à produire cette énergie mais aussi, pour sa part électrique, à la faire digérer par l’infrastructure existante. Un défi pourtant, compte tenu du caractère intermittent, incontrôlable (décalage entre les pointes de production et de consommation) et en somme « indigeste » du solaire et de l’éolien. C’est que les Allemands ont une botte secrète…

Les bienfaits de l’autoconsommation

« En moyenne, les tarifs outre-Rhin font qu’il est plus intéressant pour un particulier de consommer l’électricité photovoltaïque qu’il produit plutôt que de la réinjecter dans le réseau », explique Michael Lippert, en charge de la stratégie « stockage des énergies renouvelables » chez le fabricant de batteries Saft. Une situation qui incite les producteurs à rechercher l’autonomie énergétique, quitte à stocker pendant les périodes ensoleillées l’électricité dont ils auront besoin la nuit ou lorsque le ciel se couvrira. Un stockage de ce type, expérimenté à l’échelle de 10 kWh/5 kW dans le cadre du programme européen Sol-ion, c’est, en gros, 40 % d’autoconsommation supplémentaire et autant d’électricité intermittente en moins dans le réseau de distribution. Pour son plus grand bien… « Lorsque la production décentralisée dépasse un certain seuil, elle ne peut plus être absorbée normalement en aval et il y a risque de surtension », expose Rémy Garaude Verdier (ERDF), pilote d’un autre projet européen, Grid4EU, qui fédère six réseaux intelligents (« smartgrids ») dont Nice Grid, à Carros (Alpes-Maritimes). Pour éviter ce risque de surtension, poursuit Rémy Garaude Verdier, « on peut naturellement déconnecter la source, mais avec l’inconvénient de perdre l’énergie correspondante. Il est donc préférable de gérer cette surproduction momentanée par des appels à consommation envoyés d’une part aux chauffe-eau électriques, le jour mais pas la nuit comme c’est le cas actuellement, et d’autre part à des accumulateurs électrochimiques ». Grâce à des capteurs, à des algorithmes de calcul et à tout un ensemble de batteries lithium-ion (1), c’est ce travail de gestion et de lissage de charge que réalise le smartgrid mis en place à Carros. Ce projet vise aussi à évaluer les possibilités d’îlotage, c’est-à-dire d’équilibrage à 100 % (sans appoint ni absorption du réseau amont) entre la production solaire, le déstockage des batteries et la consommation locale avec pilotage de la demande. Une situation d’autonomie énergétique qui pourrait atteindre deux heures et qui illustre un autre atout très appréciable du stockage, à savoir la garantie de disponibilité électrique en cas de coupure générale sur le réseau.

Coûts comparables d’une technique à l’autre

Il reste que ces solutions de stockage doivent pouvoir être installées à un coût raisonnable car c’est en fin de compte le consommateur qui les paye. Et c’est là, précisément, que le bât blesse. « Dans le cas des îles, où le stockage des EnR prend tout son sens, nous sommes arrivés à la conclusion que cette fonction ajoutait un bon 70 % au coût de départ des installations de production, estime Pierre-Guy Thérond, directeur des technologies à EDF Energies nouvelles. Et ceci, contre toute attente, avec des écarts minimes d’une technique à une autre. » Ce coût est bien évidemment fonction du cahier des charges et, en particulier, du rapport entre la puissance garantie par le stockage et la puissance maximale de la centrale à équiper. « Mais grosso modo, explique-t-il, pour envisager un déploiement véritablement massif du stockage, son prix devra être divisé par deux par rapport aux prévisions 2020 des constructeurs, prévisions déjà très en dessous des tarifs actuels… » Le seuil de rentabilité correspondrait à une baisse de 75 % au final, certes très importante mais pas forcément hors de portée des industriels si l’on se réfère à l’évolution récente du photovoltaïque.

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PHOTO - 646818.BR.jpg - © ERDF
L'expert Marc Boillot, directeur "stratégie et grands projets" d'ERDF« Encore très peu d’usages rentables »

« L’émergence des EnR fait naître un nouveau besoin d’équilibrage entre la production et la consommation électriques. Cet équilibrage sera atteint grâce à des moyens de stockage d’envergure nationale, en particulier les stations de transfert d’énergie par pompage hydraulique (Step), dont l’efficacité n’est plus à prouver, mais aussi au travers de solutions locales. La mise en œuvre de cumulus électriques pilotés par un signal tarifaire est pratiquée depuis fort longtemps déjà, mais on pourrait, à l’avenir, lui adjoindre des batteries électrochimiques. Je pense notamment aux gros systèmes sodium-soufre développés au Japon et aux accumulateurs lithium-ion. En dehors du cas particulier de la voiture électrique, qui jouera un rôle essentiel à l’avenir, le coût encore très élevé de ce type de stockage offre peu de possibilités de rentabilisation. A l’exception toutefois des situations d’électricité chère et de forte congestion que l’on rencontre, aux Etats-Unis en particulier. L’installation locale de batteries et de l’intelligence associée permet, en l’occurrence, d’éviter des investissements encore beaucoup plus coûteux sur les réseaux. »

Comparatif des différentes solutions de stockage d’énergie

Solution de stockage d’énergie

Capacité

Durée de stockage

Nombre de cycles ou durée de vie

Rendement

Particularités

Chaleur

Plusieurs dizaines de kWh/m 3

En jours ou en mois

Plusieurs dizaines d’années

50 % à 90 %

Deux possibilités : chaleur sensible ou chaleur latente

Air comprimé

Du kWh (bouteilles) au GWh (cavernes)

En jours

1 000 à 10 000 cycles

40 % à 60 %

Technique connue mais en progrès

Accumulateur lithium-ion

100 Wh/kg

En mois

Autour de 2 000 cycles

Autour de 95 %

Coût en baisse constante

Pile à hydrogène réversible

Potentiellement très élevée

En semaines

Variable

Autour de 50 %

Technique toujours au stade de la R & D

Volant cinétique

Du kWh à la centaine de kWh

En heures

Autour de vingt ans

Autour de 95 %

Puissance instantanée très élevée

Supercondensateur

Autour de 10 kWh/kg

En jours

Plusieurs centaines de milliers de cycles

Autour de 90 %

Produit proche de l’accumulateur Li-ion, en plus « réactif »

(1) 100 batteries de 8 kWh (capacité)/6 kW (puissance) installées chez les particuliers, cinq batteries de 300 kWh/100 kW dans les postes 20 kV/380V et une batterie de 600 kWh/1 MW dans le poste source.

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