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L’exemple du stockage : les services et cahier des charges du stockage pour les systèmes électriques

La flexibilité requise dans les systèmes électriques est croissante mais le rôle que le stockage va jouer par rapport aux technologies concurrentes (modulation de consommation, modulation de production, etc.) reste encore peu évident. Or, l’identification du profil d’usage est un facteur clef pour adapter la technologie au besoin et permettre de réduire les coûts.

L’équilibre offre-demande et les services système dans les « grands » systèmes électriques

En Europe, les conditions actuelles et à moyen terme (37 % d’EnR en énergie, c’est-à-dire d’énergie électrique consommée, en Europe) ne nécessitent pas la mise en place de moyen de stockage pour intégrer les énergies de source renouvelable (EnR). À long terme, de nombreuses incertitudes persistent notamment parce que le stockage est en concurrence avec les autres moyens de flexibilité. Avec les coûts actuels du stockage, même pour des scénarios à 80 % d’EnR, le besoin en stockage requis est très réduit à condition que les autres sources de flexibilité soient exploitées.

Dans le cas où l’énergie produite par le photovoltaïque aurait un taux de pénétration important (de l’ordre de 30 % en énergie) ou dans celui où la flexibilité conventionnelle ne serait pas ou peu exploitée, il y aurait rapidement (dès le scénario à 37 % d’EnR en Europe) besoin de stockage à l’échelle infra-journalière. La quantification du besoin reste cependant encore incertaine en volume.

En revanche, les exigences en matière de services système devraient croître et les systèmes de stockage peuvent fortement y contribuer. Il s’agit d’ores et déjà du principal marché pour le stockage stationnaire même si le marché potentiel reste limité (de l’ordre de 3 GW en Europe).

Au regard de ce segment de marché pour les applications stationnaires, il apparaît judicieux de proposer des technologies de puissance moyenne présentant une cyclabilité assez forte (de 1 à 2 cycles/jour), en lien avec le besoin de services système à court et moyen-terme. Le besoin de stockage sur le long terme de report d’énergie est aujourd’hui peu lisible alors que le besoin de flexibilité infra-journalière apparaît plus évident.

L’équilibre offre-demande et les services système dans les systèmes électriques non-interconnectés

Dans les petits systèmes électriques (< 1GW), la pénétration des EnR est importante, ainsi que l’aléa (peu de foisonnement) associé. Combiné à des caractéristiques particulières du système électrique (très faible inertie du système), cela conduit à un besoin de stockage dès lors que le taux de pénétration des EnR atteint 20 à 30 % en puissance instantanée. Cette limite est le fruit de contraintes techniques sur la tenue en fréquence du réseau soumis à de la variabilité très court terme de la production EnR.

Au vu des coûts de production conventionnelle dans les petits systèmes électriques, du coût de production d’origine photovoltaïque et du coût actuel du stockage, les calculs montrent que le potentiel de réduction du LCOE (Levelized Cost of Energy : mesure du coût complet de production d’énergie pour un système donné) est important si on augmente encore notablement la part des EnR au-delà de 30 % en puissance. Or, dès lors que l’on souhaite encore augmenter la part des EnR dans ces petits systèmes électriques, de nouveaux besoins en stockage apparaissent. Ces besoins sont relatifs, notamment, au suivi de charge et au report d’énergie infra-journalier.

À court et moyen terme (de 0 à 10 ans), on peut donc escompter que la capacité des unités de stockage devra nécessairement augmenter pour fournir à la fois de la réserve de fréquence, et du report infra-journalier et du suivi de charge. Dans ce cas, le stockage est de l’ordre de une à quelques heures pour un profil applicatif d’environ à 1 à 2 cycles/jours. Cet ajout devra être dimensionné de manière à minimiser le LCOE du site via un dimensionnement optimal entre EnR, stockage et production conventionnelle. Il est important de noter que plus la performance augmentera et le coût du stockage diminuera, plus son utilisation s’orientera vers des applications de type « énergie ». Autrement dit, moins le stockage sera cher, plus il sera utilisé dans le cadre de reports d’énergie.

Au regard de ce segment de marché pour les applications stationnaires, il apparaît judicieux de proposer à court terme des technologies à forte cyclabilité, longue durée de vie et forte puissance. En revanche, il est probable que le profil applicatif à moyen et long terme soit d’avantage orienté vers une technologie typé énergie plus proche de celle des véhicules électriques. En d’autres mots, à court terme, le stockage sera utilisé pour des applications nécessitant beaucoup de puissance pour peu d’énergie. Puis, le coût des batteries chutant, le cahier des charges des moyens de stockage évoluera vers plus d’énergie pour la même puissance.

Les services au réseau

Dans les différents systèmes électriques, il est nécessaire de prévoir une infrastructure réseau de manière à faciliter la répartition spatiale de l’énergie. Avec l’intégration d’EnR décentralisée, on peut facilement imaginer que ce type d’infrastructure soit remis en cause au profit de stockage décentralisé. Au vu des coûts actuels du stockage à court et moyen terme, il n’est pas envisageable que le stockage remplace de manière massive les infrastructures du réseau électrique dont le coût du service de répartition spatiale est bien en deçà de celui du stockage (au moins un facteur 10).

En revanche, il existe un certain nombre de situations où le coût de renforcement des infrastructures peut s’avérer extrêmement onéreux à la fois vis-à-vis de contraintes techniques, environnementales et d’acceptation sociale. Dans ces cas, il est très probable que le stockage sera mis en place dans une version multi-services.

À long-terme et si les coûts du stockage subissent une chute massive de prix (d’au moins un ordre de grandeur), on pourrait imaginer des topologies de réseau électrique en rupture et un marché du stockage en volume de l’ordre de grandeur de celui de la production d’énergie.

Le stockage « derrière le compteur »

L’autoconsommation de l’énergie solaire à proximité immédiate à l’échelle du bâtiment ou du micro-réseau est aujourd’hui présentée comme le marché le plus important pour le stockage stationnaire à moyen terme. Cette application est d’autant plus intéressante que le prix d’achat de l’énergie au niveau de l’utilisateur final est important en comparaison au coût de production local de l’énergie solaire.

Il est important de noter que cette application a vocation à améliorer l’autoconsommation mais n’apporte pas nécessairement une solution à l’amélioration de l’intégration système et réseau de l’énergie solaire. Or, la structure de coût (hors taxes) de l’électricité au niveau de l’utilisateur final est composée à environ 45 % d’un coût provenant de la gestion du réseau (infrastructure et équilibre offre-demande). Il résulte de ce point une incertitude sur la viabilité technico-économique de cette application à long terme. Celle-ci devra être mise en regard d’autres facteurs influents non technologiques (modèle d’affaire simple, volonté politique, etc.).

Ce segment nécessite un stockage pour du report infra-journalier avec un stockage de 1 à 4 heures, un régime de l’ordre de la moitié de la consommation journalière et de 0,5 à 1 cycle par jour. C’est une application plus proche du cahier des charges des batteries des véhicules électriques.




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




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