Haut de page

Accueil » Tous les dossiers » Les zones insulaires

Interview de Michael Lippert (Saft) :

Vous êtes partenaire du projet Millener. Pouvez-vous nous dire en quoi consiste ce projet et quel est le rôle de Saft ?

Doté d’un budget de 30 millions d’euros, MILLENER est un projet mené dans le cadre du programme « Réseaux électriques intelligents » des Investissements d’Avenir gérés par l’ADEME. Porté par sept partenaires industriels (EDF SEI, BPL Global, Delta Dore, Edelia, Schneider Electric, Tenesol et Saft) le consortium MILLENER étudiera sur une période de 4 ans les solutions de réseaux électriques intelligents en milieu insulaire. Implanté en Corse, à la Réunion et en Guadeloupe, le projet bénéficiera, via les fonds européens FEDER, du soutien financier de la Collectivité Territoriale Corse, du Conseil Régional de l’île de la Réunion et du Conseil Régional de la Guadeloupe ainsi que de l'état via l'ADEME dans le cadre des Investissements d’Avenir.

Saft équipera les installations résidentielles de systèmes de stockage Lithium-Ion (Li-ion) associés à des installations photovoltaïques, permettant une meilleure intégration des énergies de sources renouvelables et une contribution à l’équilibre offre-demande du réseau d’électricité. Ces installations sont pilotées à distance par EDF SEI, le gestionnaire du réseau public d’électricité.

Sur quels autres projets de batterie dans les zones insulaires travaillez-vous ?

D’autres projets ont précédé Millener. Après avoir démontré l’association opérationnelle des premiers systèmes photovoltaïques (PV) et de stockage Li-ion, entre 2008 et 2010, en Guadeloupe en collaboration avec Tenesol (l’excellent rendement d’un tel système ayant été démontré), Saft déploie actuellement, toujours en coopération avec Tenesol, une cinquantaine de systèmes en Corse et en Guadeloupe dans le cadre du projet franco-allemand Sol-ion (voir www.sol-ion.project). Ce projet est focalisé sur le développement technique du système de gestion et de stockage d’énergie PV et la gestion de cette énergie au sein de la maison, notamment pour maximiser l’autoconsommation PV d’un ménage.

L’offre de Saft ne se limite pas uniquement aux petits systèmes résidentiels installés en aval du compteur. Saft a, également, développé un système de stockage Li-ion en conteneur d’une puissance d’un mégawatt (1 MW), destiné aux grandes installations de production d’énergie renouvelable. Le premier contener Intensium Max de Saft sera d’ailleurs installé début 2012 sur une ferme solaire dans le nord de l’Espagne.

Saft prépare, actuellement, des réponses techniques à différents clients dans le cadre d’appels d’offres émis cet été par la CRE pour la fourniture de centrales éoliennes et de centrales photovoltaïques dans les départements d’outre-mer. Dans les deux cas, le cahier des charges exige un certain niveau de lissage de la production de l’énergie produite, ainsi que la capacité à fournir une réserve de puissance active en cas de variation de la fréquence du réseau électrique îlien.

Par ailleurs, Saft travaille sur d’autres projets insulaires dans le monde pour des applications similaires. Saft va installer à Hawaï un système batterie Li-ion composé de deux containers Intensium Max 20E. La batterie fonctionnera conjointement avec un convertisseur d’ABB pour accroître la capacité du réseau à intégrer des énergies de sources renouvelables.

Pourquoi développer le stockage en zones insulaires ? Quels en sont les spécificités ?

Comme de nombreuses communautés insulaires dans le monde, les îles françaises enregistrent une croissance soutenue de la consommation d’énergie (entre 3 et 5 % par an) alliée à un développement massif des énergies renouvelables de sources intermittentes et à des réseaux d’électricité de puissance insuffisante.

En règle générale, ces îles ne disposent pas d’interconnexion avec d’autres réseaux électriques pouvant compenser des défaillances ou des pointes de consommation. De plus, la forte proportion d’énergies renouvelables (dépassant la limite des 30 % sur certaines îles) réduit d’autant l’inertie du réseau et le rend particulièrement vulnérable à tout déséquilibre entre l’offre et la demande d’électricité. Une chute abrupte de la production PV provoquée par un passage nuageux ou bien la défaillance d’une centrale de production peut rapidement déstabiliser la fréquence du réseau îlien et rendre nécessaire des délestages.

Dans ce contexte, on comprend que les producteurs d’électricité ainsi que les gestionnaires de réseau déploient des efforts particuliers pour :

  • exploiter au mieux toutes les sources de production d’énergie et, notamment, les énergies de sources renouvelables souvent abondamment disponibles ;
  • mieux gérer l’équilibre offre-demande par des technologies de Smart grids, c’est-à-dire en influant, d’une part, sur la courbe de consommation (maîtrise de la demande d’énergie – MDE) et, d’autre part, en rendant la production renouvelable plus fiable, prévisible et disponible en adéquation avec la consommation ;
  • demander des services réseaux aux producteurs intermittents pour assurer leur intégration au sein des réseaux non-interconnectés et augmenter leur nombre.

Quelles sont les technologies et les techniques que vous mettez actuellement en œuvre ?

Dans le cadre du projet MILLENER, Saft fournira 500 systèmes batteries Li-ion qui pourront stocker et restituer entre 4 et 8 kWh d’énergie par décharge.

La technologie Li-ion permet une utilisation très dynamique nécessitant des milliers de cycles de charge et décharge sur une durée de vie de 15 à 20 ans. Elle permet en outre de connaître en temps réel l’état de charge précis de la batterie, une condition nécessaire pour pouvoir fonctionner au sein d’un système intelligent qui « commande » des charges ou des décharges d’énergie en fonction d’une multitude de paramètres (état du réseau, consommation instantanée, production instantanée, etc.). Enfin, la technologie Li-ion de Saft affiche un excellent rendement énergétique (environ 95 %) qui contribue à l’efficacité énergétique du système global.

MILLENER évaluera plusieurs scénarios représentant les fonctions possibles du stockage de l’énergie au sein d’un réseau intelligent, en partie associées à la gestion de la demande.

  • Optimisation des apports d’énergie photovoltaïque par augmentation de la capacité d’accueil du réseau – le stockage de l’énergie permet de lisser les fluctuations de courte durée de la production photovoltaïque et de contrôler la tension et la fréquence du réseau.

  • Optimisation de l’utilisation de l’infrastructure de réseau et des installations de production – le stockage de l’énergie facilite l’écrêtage des pics de production et de consommation ainsi que la gestion des aléas du réseau. Les capacités de transport d’énergie du réseau sont ainsi augmentées, ce qui évite d’importants investissements dans de nouvelles infrastructures.

  • Optimisation de l’autoconsommation des ménages pour réduire la charge du réseau – le stockage de l’énergie « décale » la production photovoltaïque locale pour la rendre disponible durant les périodes de pointe de la demande des ménages. Effectivement, dans le contexte règlementaire et tarifaire actuel, il n'y a pas ou peu d'intérêt pour l'utilisateur d'augmenter son autoconsommation. Rémunéré à un tarif fixe par kWh supérieur au prix d'achat, le particulier continuera à injecter toute sa production de façon intermittente en fonction du niveau d'ensoleillement, alors que l'opérateur du réseau public subira les conséquences au niveau du réseau (gestion du plan de tension, par exemple), de l'équilibre offre/demande et du coût. L'introduction progressive de certaines mesures d'incitation (rémunération de la participation à des programmes de MDE, de limitation de la puissance injectée, ...) et/ou des mécanismes de prix de marché (différentiation de la rémunération en fonction de l'heure, bonus pour l'autoconsommation, etc.) permettront d'influer sur la courbe d'injection (et si possible sur la courbe de consommation en même temps) et de modifier ainsi la courbe de charge dans un sens qui est techniquement et économiquement souhaitable pour l'ensemble des acteurs.

Associés à des fermes éoliennes ou photovoltaïques, les batteries Li-ion assurent les fonctions suivantes :

  • lissage de la production intermittente – ce qui permet d’éviter des chutes ou des pointes de production abruptes, de réduire les moyens de production de réserve (turbines à gaz ou générateurs diesels) nécessaires pour compenser ces variations et de mieux planifier la contribution des énergies renouvelables dans le mix énergétique dans le courant d’une journée ;
  • mise à disposition d’une puissance de réserve permettant l’injection de puissance active en cas de variation de la fréquence réseau ;
  • déplacement dans le temps de l’énergie produite pour une mise à disposition en période de forte consommation.

Ces technologies et techniques seront-elles utilisées, également, sur le continent ?

La forte pénétration des énergies renouvelables dans les réseaux insulaires préfigure un certain nombre de problèmes rencontrés sur le continent dès lors que la proportion d’EnR atteint des niveaux similaires à celle sur les îles (dépassement du seuil des 30 %).

Même si la part de marché des EnR reste globalement relativement faible sur le continent, nous connaissons d’ores et déjà des situations de saturation dans certaines poches de nos réseaux continentaux. C’est le cas, par exemple, dans de nombreux quartiers résidentiels, notamment en Allemagne, où la pénétration de systèmes photovoltaïques est très importante. Certaines régions en France comme la Champagne-Ardennes disposent, également, d’une grande quantité de centrales éoliennes connectées au réseau moyenne tension. En période de production élevée, la capacité d’accueil de certains réseaux de distribution arrive à saturation.

Le gouvernement allemand a été le premier à reconnaître l’importance de l’autoconsommation de l’énergie photovoltaïque. En créant un cadre tarifaire qui incite à l’installation de systèmes qui permettent de consommer localement l’énergie photovoltaïque produite, il vise à diminuer l’injection sur le réseau aux heures creuses et à diminuer en même temps la consommation des ménages aux heures de pointes. Ainsi, plusieurs fabricants, dont des partenaires de Saft, ont annoncé en 2011 la commercialisation de systèmes de stockage résidentiels pour 2012.

Aux États-Unis, de nombreux producteurs d’électricité cherchent à augmenter la part des EnR dans leur mix de production et les gestionnaires de réseaux développent des techniques de gestion Smart grids pour maximiser la capacité d’accueil de leurs réseaux. À titre d’exemple, la ville de Sacramento, capitale de l’Etat de Californie teste actuellement des batteries Li-ion dans des installations résidentielles et dans des quartiers (« community energy storage » : une batterie sert plusieurs maisons), en vue de démontrer la faisabilité technique et économique de l’utilisation de stockage distribué pour permettre une plus importante pénétration du photovoltaïque dans le territoire desservi.

Au-delà de l’association stockage – producteur d’énergies renouvelables, Saft travaille avec de nombreux opérateurs de réseaux d’électricité en Europe et aux Etats-Unis dans le cadre de programmes Smart grids. À ce titre, Saft participe à un programme français d’envergure européenne : le projet NICE GRID qui prévoit le déploiement de 2,7 MWh de batteries Li-ion de Saft à différents niveaux d’un réseau de distribution situé sur le territoire de la commune de Carros dans la Vallée du Var.

Dans la plupart des cas, ces programmes sont encore à un stade expérimental. Néanmoins, de nombreux opérateurs sont persuadés que l’avenir énergétique passe par une plus grande décentralisation de la production de l’électricité et une gestion intelligente de l’ensemble des contributeurs du système : les producteurs, les transporteurs, les distributeurs, les consommateurs et le stockage. C’est le réseau intelligent de demain.

En quoi le stockage est-il une technologie cruciale pour les réseaux intelligents ?

Au sein d’un réseau intelligent, l’objectif est d’optimiser l’utilisation de tous les composants du système, et notamment :

  • d’assurer l’équilibre offre – demande entre une multitude de consommateurs et de producteurs d’énergie, en essayant de diminuer la consommation et de maximiser l’efficacité énergétique au sein du réseau ;
  • d’utiliser au mieux l’ensemble des moyens de production, de transport et de distribution de l’électricité et éviter notamment de les surdimensionner pour absorber ou compenser la variation de la demande et/ou de l’offre.

Dans ce contexte, le stockage devrait assurer trois fonctions cruciales :

  • le stockage jouera le rôle de « tampon » indispensable entre une offre et une demande difficiles à équilibrer. A l’avenir, l’objectif est bien entendu d’en minimiser le besoin par des solutions Smart grids sophistiquées ;
  • le stockage permettra d’optimiser l’utilisation des moyens de production et du réseau, par exemple en écrêtant des pointes d’injection et/ou de consommation, et d’éviter ainsi de réserver des capacités seulement pour des temps d’utilisation relativement courts, voire pour des situations aléatoires et statistiquement peu fréquentes ;
  • le stockage pourra, également, fournir des services au réseau (services système) et contribuer ainsi à la stabilité du réseau ainsi qu’à la qualité de service de celui-ci.

En quoi l’expérimentation en zone insulaire va-t-elle permettre à Saft d’établir le modèle économique des systèmes de stockage ? Ces systèmes sont-ils rentables à l’heure actuelle ?

La rentabilité d’un système de stockage se mesure par rapport aux solutions alternatives disponibles pour atteindre un objectif ou remédier à une situation non souhaitée. Or, dans les îles, non seulement le coût d’un kilowattheure d’énergie est plus cher que sur le continent, notamment en période de pointe, mais l’opérateur dispose d’un nombre limité d’options techniques pour faire face à la croissance des besoins d’énergie. Les solutions alternatives sont souvent coûteuses. Installer des générateurs diesel ou des turbines à gaz pour satisfaire les pointes de consommation et/ou pour stabiliser le réseau coûte cher et n’est pas nécessairement une bonne solution en termes d’émissions de CO2.

À court terme, le modèle économique du stockage est, donc, plus facile à établir dans ces situations de contrainte et le projet MILLENER étudiera différents scénarios techniques et économiques en comparant la solution Smart grids à des approches plus traditionnelles. Les simulations lors des premières expérimentations en Guadeloupe entre 2008 et 2010 ont démontré un retour sur investissement de moins de 6 ans, dans le cas d’une utilisation des systèmes PV & stockage à grande échelle.

Il apparaît cependant que la rentabilité du stockage est plus difficile à établir sur des réseaux plus stables et interconnectés sur le continent. En règle générale, la seule fonction d’arbitrage (stocker en période creuse, déstocker et vendre en période de pointe) ne justifie l’investissement que dans certains cas. À l’heure actuelle, la différence de coût entre période creuse et pointe est faible et souvent atténuée voire neutralisée par des tarifs réglementés.

Cependant, de nombreux cas existent sur le continent où le stockage se justifie dès à présent, notamment dans des situations de contrainte réseau et/ou de production. À moyen terme, dans un contexte de libéralisation des marchés, de hausse du prix des énergies fossiles et de baisse des coûts des EnR, trois tendances majeures se dessinent :

  • une unité de stockage va remplir plusieurs fonctions à la fois pour agréger de multiples valeurs ajoutées. Typiquement, un même système va déplacer des blocs d’énergie dans le temps tout en assurant des services système ;
  • la capacité d’accueil en EnR des réseaux sera en effet de plus en plus limitée et tout modèle économique devra tenir compte du coût des solutions alternatives disponibles. Ainsi, le stockage constituera pour les opérateurs une des solutions disponibles parmi d’autres pour optimiser l’exploitation de leurs installations ;
  • avec une croissance des volumes de production et la mise en place d’un outil industriel performant, le coût du stockage va fortement diminuer d’ici la fin de la décennie.

De toute évidence, de multiples modèles économiques vont émerger et faire du stockage un élément incontournable dans le paysage énergétique de demain.


Michael Lippert
1er décembre 2011

Michael Lippert est en charge du Marketing et du Business Development pour l’unité « Systèmes de Stockage d’Energie » au sein de la Division des Batteries Industrielles de Saft. Diplômé d’une École de Commerce Européenne, il a travaillé ces 20 dernières années chez Saft, où il a occupé différents postes marketing et commerciaux à l’international pour les marchés Ferroviaire, Traction, Telecom et Stationnaire. Après avoir dirigé le service Marketing de la Division des Batteries Industrielles pendant 10 ans, Michael Lippert se consacre depuis 2010 entièrement au marketing stratégique et opérationnel pour les secteurs Énergies renouvelables et Réseaux électriques intelligents.



Saft est un leader mondial de la conception et de la production de batteries de haute technologie pour l’industrie. Le Groupe est le premier fabricant mondial de batteries à base de nickel et de lithium primaire pour les infrastructures et processus industriels, le transport et l’électronique civile et militaire. Ses technologies Li-ion sont en cours de déploiement dans les marchés du stockage d’énergie, des transports et des télécommunications. Saft emploie 4000 personnes dans le monde dont 1700 en France.


«Page 18 de 18

Rechercher

Se tenir informé

Abonnez-vous à notre liste de diffusion pour être informé régulièrement des mises à jour du site.

S'abonner

Participer au site

Vous souhaitez participer à notre site ou réagir à un dossier, contactez-nous dès aujourd'hui.

Nous contacter

Les forums de la CRE

La CRE organise des forums, associés à chaque nouveau dossier, pour donner la parole aux experts des Smart grids.
Se tenir informé des prochains forums

Nos contributeurs

Notre site se nourrit aussi de vos contributions. Nous tenons donc à remercier "Keolis" qui fait partie de nos 168 contributeurs.
Découvrir nos contributeurs