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Accueil » Tous les dossiers » La R&D : un concept aux multiples facettes

L’exemple du stockage : Les axes de R&D pour la réduction du coût du stockage

Pour réduire le coût du stockage, 2 axes doivent être poursuivis :

1) Réduire les coûts actualisés de la batterie (LCOS)

L’enjeu principal réside dans la réduction du coût du kWh transité dans la batterie. Cette optimisation repose actuellement à la fois sur la réduction des coûts d’investissement (CAPEX) et des coûts d’exploitation (OPEX) du système.

2) Optimiser la gestion du stockage dans les applications réseau : maximiser les revenus

L’enjeu est de pouvoir maximiser l’utilité du stockage en termes de répartition spatiale, temporelle et au profit des différents acteurs des systèmes électriques. Pour ce faire, les algorithmes de gestion d’énergie joueront un rôle important et devront prendre en compte à la fois les contraintes de sollicitation liées aux différentes applications et l’impact de ces sollicitations sur le LCOS.

Maîtriser les coûts d’investissement


Décomposition des coûts d’un système de stockage (dimension MW/MWh) (Source : CEA INES)

Réduire les coûts d’investissement au niveau batterie

Il est nécessaire de travailler sur les matériaux et procédés de fabrication pour réduire les coûts des cellules de 150 €/kWh à moins de 100 €/kWh à l’horizon 2030.

En parallèle des développements de nature purement électrochimique (utilisation de matériaux abondants), il est primordial de se pencher sur l’utilisation de batteries en seconde vie stationnaire après un usage en véhicules électriques. En effet, une extrapolation simple des objectifs gouvernementaux repris par l’AIE pour 2030 indique un volume annuel d’environ 200 GWh de batteries de seconde vie entrant potentiellement sur le marché du stockage stationnaire en 2030 à l’échelle mondiale, pour un volume annuel du marché du stockage stationnaire estimé entre 10 et 40 GWh en 2025 (études BNEF et Navigant) et de l’ordre de 250 GWh en 2030 (IRENA et Citigroup). À cette fin, il est nécessaire de développer des solutions de diagnostic précis de l’état de santé des batteries, couplées à des modèles qui permettent de projeter la valeur des éléments reconditionnés dans leur application de seconde vie. Il est également important de réfléchir à l’écoconception des packs de première vie qui pour un reconditionnement facile.

Maîtriser des coûts de mise en système batterie hors conversion

Actuellement les étages de gestion électronique qui assurent la mesure de la tension de chaque élément et de la température afin de garantir une opération en toute sécurité (BMS pour Battery Management System), les systèmes de climatisation pour garantir la durée de vie et autres enveloppe mécanique induisent un coût de l’ordre de 100 à 200 €/kWh.

Ce coût doit être diminué en particulier grâce à la standardisation des étages BMS et étages électroniques d’agrégation de l’information des BMS, mais aussi grâce au développement de technologies mieux résistantes des températures d’opération élevées ce qui diminuera les besoins en gestion thermique.

Le second axe de travail pour réduire les coûts de mise en système proche cellule réside dans le développement de technologies Li-ion intrinsèquement sûres. En effet, le caractère inflammable de l’électrolyte actuel induit un risque de feu dans des situations où un élément unitaire est mis en surcharge. D’où le besoin de contrôler la tension unitaire de chaque élément et de maîtriser la température des batteries à tout instant. Des batteries à électrolytes non inflammables, tout comme des solutions tout solide, à l’image de la batterie LMP (lithium métal polymère), sont en développement, en particulier chez les plus gros constructeurs automobiles.

Réduire les coûts d’investissement au niveau intégration système

Il s’agit de diminuer les coûts de mise en système en courant alternatif de 150 €/kW à 50 €/kW. À cette fin, le principal levier se situe au niveau de l’électronique de puissance. En effet, les convertisseurs bidirectionnels batterie sont coûteux et non optimisés. Outre une progression sur les performances et coûts de tels convertisseurs, une mutualisation des fonctions d’électronique de puissance avec les systèmes de production renouvelable (pho-tovoltaïque en particulier) ou avec d’autres organes d’électronique de puissance de l’infrastructure réseau est à envisager.

Maîtriser les coûts d’exploitation

Réduire les coûts d’opération et maintenance

Le rendement sur cycle de la technologie Li-ion est d’environ 95 %. Le rendement de conversion est de l’ordre de 98 % pour les meilleurs convertisseurs au point de fonctionnement optimal. Sans prise en compte des auxiliaires du système, il en résulte un rendement sur cycle de 91 % au maximum.

En pratique, les systèmes de stockage de petite dimension (< 500 kWh) ont des pertes de l’ordre de 25 % alors que les systèmes à l’échelle du MW peuvent limiter les pertes à 15 à 20 %. Ces pertes sont principalement issues du système de conversion et des auxiliaires du système (notamment le conditionnement thermique).


Rendement et perte d’un système de stockage Li-ion de 50 kW/150 kWh sollicité à la puissance de 40kW sur plusieurs cycles de charge décharge complète au printemps en France (Source : CEA INES)

Afin d’améliorer le rendement, il est nécessaire :

1) d’optimiser l’architecture thermique des systèmes de stockages ;

2) d’optimiser les systèmes de conversion pour le stockage au regard de leur profil applicatif.

Maximiser la durée de vie

L’ordre de grandeur des calculs économiques dans les investissements réseau est d’au moins 20 ans. À ce titre, il est pertinent de proposer des systèmes dont la durée de vie applicative est cohérente avec cette durée.

Les systèmes de stockage ont la particularité d’avoir un LCOS très fortement impacté par l’usage qui est fait de la batterie. Lorsque la batterie est très sollicitée en puissance, le vieillissement est accéléré en raison de régimes de courant mis en jeu « trop » élevés. Inversement, lorsque la batterie est peu sollicitée, le vieillissement calendaire engendre une augmentation du LCOS dû à la réduction du nombre de cycles effectifs de la batterie sur sa durée de vie. Un graphique illustratif du LCOS batterie en fonction du nombre de cycles journaliers est présenté ci-dessous.


Illustration de l’évolution du LCOS en fonction du nombre de cycle journalier (graphique illustratif à adapter en fonction de la technologie, des conditions environnementales, etc.) (Source : CEA INES)

À court terme, l’objectif est d’augmenter la cyclabilité et de réduire l’impact du régime de charge et de décharge sur la durée de vie pour pouvoir satisfaire le cahier des charges des services systèmes dans les différents systèmes électriques au meilleur LCOS (taille batterie réduite et très fort cyclage). Le vieillissement calendaire a en effet une part plus faible dans le vieillissement des systèmes de stockage pour ces applications.

Pour les applications à destination du client final (autoconsommation) et les profils applicatifs moyen-long terme sur les systèmes électriques insulaires et interconnectés, le nombre de cycles journaliers est de l’ordre de un cycle par jour. Il conviendrait donc de privilégier l’amélioration du vieillissement calendaire.

Il est important de comprendre que, pour les applications de stockage pour la gestion des réseaux, le profil applicatif sera très étroitement lié à la performance du système de stockage lui-même (durée de vie en cyclage et calendaire). Par exemple, si la performance en cyclage évolue drastiquement par rapport à la durée de vie calendaire, la compétitivité du stockage sera d’autant plus forte sur l’axe des services système. En revanche, si le vieillissement calendaire est maitrisé plus vite que les capacités en cyclage, les applications de report d’énergie infra-journalier seront préférées.

Maximiser les revenus et les marchés

Stratégies de gestion du stockage dans les réseaux, maximisation des revenus

Un levier important de l’optimisation de la rentabilité du stockage dans les systèmes électriques réside dans la possibilité de cumuler les sources de revenus liés au stockage, et donc, de cumuler les usages. Au même titre, si l’on parvient à cumuler les services, on augmente le cyclage du système de stockage et on devrait donc très pro-bablement baisser le LCOS. Par conséquent, il est important de travailler sur les algorithmes de gestion du stockage stationnaire de manière à mieux exploiter les sources de revenu pour la rentabilité du stockage et à réduire du LCOS pour adapter le profil applicatif au domaine de performance optimal du stockage. Les différentes techniques d’optimisation et d’intelligence artificielle joueront un rôle majeur en ce sens.

Analyse de données

En lien étroit avec les différents axes mentionnés ci-dessus, il est nécessaire de disposer de banques de données détaillées et partagées au sein des acteurs afin de mieux connaître les véritables usages et performances du stockage dans les réseaux. Ceci permettra réduire le temps des « courbes d’apprentissage » et de favoriser le déploiement de nouvelles technologies comme le stockage dans un domaine qui reste conservateur. À ce titre, il est important de travailler sur l’« open data » ainsi que sur les méthodes avancées d’analyse de données.




Cette fiche a été rédigée par les équipes du CEA-LITEN à l’INES.




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